Text
Т. X. МАРГУЛОВА
Л. А. ПОДУШКО
АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
Допущено Министерством энергетики и
электрификации СССР в качестве учеб-
ника для учащихся энергетических и
энергостроительных техникумов
Москва Энергоиздат 1982
ББК 31.47
М 25
УДК 621.311.25::621.039/(075.32)
Маргулова Т. X., Подушко Л. А.
М 25 Атомные электрические станции: Учебник для
техникумов. — М.: Энергоиздат, 1982.—264 с., ил.
В пер.: 70 к.
Даны понятия об особенностях атомной энергетики и ее преи-
муществах. Описаны тины АЭС, развиваемые в СССР. Рассмотрено
основное технологическое оборудование АЭС — реактор, парогенера-
тор, главный циркуляционный насос, турбина, конденсатор — в их
взаимосвязи в тепловой схеме. Описаны вспомогательные системы
АЭС. Приведена методика расчета тепловых схем АЭС и даны осно-
вы проектирования и компоновок АЭС.
Является учебником для энергетических техникумов. Полезна так-
же эксплуатационному персоналу электростанций.
м
2304000000-506
051(01)-82 48'82
ББК 31.47
6П2.11
Рецензенты: Киевский энергетический техникум и Л. М. Воронин
© Энергоиздат, 1982
ПРЕДИСЛОВИЕ
В связи с широким развитием атомной энергетики
СССР в текущей пятилетке и в период до 1990 года в со-
ответствии с решениями XXVI съезда КПСС требуется
расширение подготовки специалистов по проектирова-
нию и эксплуатации АЭС, а также среднетехнического
персонала. В свою очередь, это требует создания учеб-
ников и учебных пособий специально для студентов
техникумов, обучающихся для работы в области атом-
ной энергетики. Настоящий учебник является одним из
серии учебников, подготавливаемых Энергоиздатом по
тематике атомной энергетики для техникумов. Он пред-
назначен для студентов, обучающихся по специальности
«Монтаж и эксплуатация парогенерирующих установок
атомных электростанций». При написании учебника
учитывалось, что курсу «Атомные электростанции» пред-
шествует изучение таких предметов, как «Теоретические
основы теплотехники», «Основы ядерпой физики», «Па-
рогенерпрующие установки и реакторы АЭС», «Системы
управления и защиты ядерпых реакторов», «Паровые
турбины», «Водоподготовка и водный режим», «Дози-
метрия п радиационная безопасность», «Обработка ра-
диоактивных вод и удаление отходов», а также изучение
параллельно с курсом «АЭС» таких курсов, как «Эконо-
мика, организация и планирование энергетического про-
изводства», «Монтаж оборудования парогенерирующих
установок и реакторов АЭС» и «Эксплуатация и ремонт
парогенерирующих установок и реакторов АЭС». Объем
учебника для техникумов по сравнению с объемом учеб-
ника «Атомные электрические станции» для вузов вдвое
меньше, и это вызвало определенные трудности при от-
боре материала для изложения и глубины его проработ-
ки. Тем не менее основному курсу авторы сочли целесо-
3
образным предварить «вводный курс», в котором изло-
жены общие проблемы энергетики, так как специалист
(в том числе и среднего звена) должен представлять се-
бе проблемы энергетики в целом.
В конце каждой главы приводится перечень вопросов
для самостоятельной проработки, которые в определен-
ной степени должны ориентировать и преподавателя
в отношении основного содержания главы.
Поскольку действующие в настоящее время атомные
электростанции являются станциями конденсационного
типа и имеют в своем составе в основном реакторы на
тепловых нейтронах с использованием водного теплоно-
сителя, именно этим установкам уделено основное вни-
мание в данном учебнике. Рассматриваются также атом-
ные теплоэлектроцентрали и атомные установки для це-
лей только теплоснабжения.
В связи с большим значением реакторов на быстрых
нейтронах и происходящим в настоящее время их про-
мышленным освоением рассмотрению атомных электро-
станций с такими реакторами посвящена отдельная, за-
ключительная глава учебника.
Авторы признательны капд. техн, паук Л. М. Ворони-
ну за ценные замечания, сделанные им при просмотре
рукописи.
Между авторами объем учебника распределился сле-
дующим образом: Л. А. Подушко написана методика
расчета тепловой схемы АЭС и совместно с Т. X. Мар-
гуловой § 2.2 и 2.3, а также составлен предметный ука-
затель. Остальной материал написай Т. X. Маргуловой.
Авторы в равной мере участвовали в отборе материала
для учебника с обсуждением характера его изложения.
Авторы будут благодарны читателям за все замеча-
ния и пожелания, которые следует направлять по адре-
су: 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10, Энерго-
издат.
Авторы
ВВЕДЕНИЕ
Атомная энергетика родилась сравнительно недавно — в июне
1954 г., когда в СССР начала действовать первая в мире атомная
электростанция (АЭС) электрической мощностью 5 МВт. Опыт
пуска и работы этой станции показал реальность использования
атомной энергии для промышленного производства электроэнергии.
Наиболее передовые индустриальные державы приступили к проек-
тированию и строительству АЭС различных типов в порядке про-
мышленного эксперимента. В 1956 г. была пущена первая АЭС
в Англии, а в 1957 г. — первая АЭС в США. В 1958 г. была введена
в строй вторая АЭС СССР. Стоимость строительства первых атом-
ных электростанций и себестоимость вырабатываемой ими электро-
энергии были высокими. Опыт эксплуатации и дальнейшие работы
по совершенствованию оборудования и схем АЭС способствовали
тому, что в 1964 г. суммарная мощность АЭС составила 5000 МВт,
т. е. за десять лет она выросла в 1000 раз. Главный итог развития
атомной энергетики к этому времени заключался в том, что элек-
тростанции на ядерном топливе стали давать электроэнергию более
дешевую, чем тепловые электростанции, сжигающие уголь. С этого
времени атомная энергетика начинает вносить заметный вклад
в общее производство электроэнергии. Из рис. В. I видно, что
1968 г. можно считать определенным рубежом в развитии атомной
энергетики. К 1975 г. 19 стран мира имели атомные электростанции,,
общая мощность их достигала 78 000 МВт. В дальнейшем интенсив-
ность роста мощностей АЭС несколько снизилась, тем нс менее ввод
мощностей все же был значительным. К концу 1980 г. 23 страны
имели АЭС; общая электрическая мощность АЭС мира достигла
130-103 МВт.
В социалистических странах развитие атомной энергетики про-
исходит в соответствии с планированием всего народного хозяйст-
ва. В капиталистических странах на решения о строительстве АЭС
оказывают влияние не государственные, а частно-собственнические
соображения. Владельцы угольных шахт и нефтеперерабатывающих
заводов, поставляющих органические топлива для производства
электроэнергии, заботясь о сохранении сбыта своей продукции, под-
держивают распространяемые среди населения версии о радиаци-
онной опасности АЭС для населения. В этом одна из причин неко-
торого снижения темпов ввода АЭС в период 1975—1980 гг. Изве-
стно, например, что первая АЭС Австрии, полностью смонтирован-
ная, не может быть введена в действие уже несколько лет из-за
сопротивления населения. Многие забывают или просто не знают,
5
Рис. В.1. Рост мощностей АЭС
мира по годам.
что человечество всегда суще-
ствовало в условиях космиче-
ской и земной радиации. Этот,
так называемый естественный
радиоактивный фон изменяет-
ся по отдельным регионам зем-
ли в больших пределах. Облу-
чаемость человека от естествен-
ного фона составляет 60—
10 000 мрад/год. Никто не опа-
сается рентгеноскопических ис-
следований, однако соответ-
ствующая облучаемость челове-
ка составляет примерно 1/5 об-
лучаемости от естественного
•фона. Давно и широко известны такие медицинские полезные воз-
действия радиоактивных излучений, как, например, родоновые ван-
ны, грязелечение, которые обязаны своими свойствами процессам
естественного распада урана и его соединений. В последние годы
стали использовать радиоактивные излучения в сельском хозяйстве,
пищевой промышленности, в металлургии и многих других обла-
стях народного хозяйства.
Все это доказывает, что ионизирующие излучения являются
Таблица В. 1. Выработка
электроэнергии на АЭС в
ведущих капиталистических
странах, °/0 общей выработки
Страна Данные 1980 г. Прогноз на 2000 г.
США 15 35
Япония 9 35
Англия 9 35
-ФРГ 17 43
-Франция 25 75
Развитие атомной энергетики
врагами человечества только в том случае, если они используются
с превышением предельно допустимых доз (ПДД), при этом суще-
ствуют как государственные, так
и мсжгосударствепые нормы, при-
нятые Международным агентством
по использованию атомной энер-
гии (МАГАТЭ).
Обеспечение радиационной бе-
зопасности как персонала АЭС,
так и окружающего населения
является непреложным и главным
требованием при проектировании,
сооружении и эксплуатации АЭС.
Непрерывно ведущиеся наблюде-
ния за радиационным фоном па
территории станции и за ее пре-
делами свидетельствуют о безо-
пасности атомной энергетики,
стало неизбежностью и основой
увеличения энергетического потенциала многих стран мира
(табл. В.1). Важные задачи стоят и перед атомной энергетикой
СССР. Если к началу текущей пятилетки па АЭС СССР произво-
дилось около 6% общей выработки электроэнергии, то к концу
пятилетки эта доля составит 14%.
Почему же возникла атомная энергетика? Почему опа интенсив-
но развивается? Атомная энергетика — это часть общей энергетики.
Поэтому, чтобы ответить на поставленные вопросы, надо предста-
вить себе всю систему энергетических ресурсов и их использование
в народном хозяйстве.
6
Часть первая
ВВОДНЫЙ КУРС
Глава первая
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
Научно-технический и социальный прогресс возможен только
в условиях увеличения количества используемых человечеством
энергетических ресурсов и потребления электрической энергии.
Поэтому показателями уровня технического развития стран явля-
ются годовая выработка электроэнергии на одного человека,
кВт-ч/чсл, и установленная мощность на одного человека, кВт/чсл.
Наивысшие их значения имеет Норвегия — в 1980 г. они составили
более 18 000 кВт-ч/чел и 4,43 кВт/чел. Далее идут Канада (более
13 000 кВт-ч/чел и 3,05 кВт/чсл), США и Швеция (более
10 000 кВт-ч/чел и 2,73 кВт/чел) и Финляндия (7113 кВт-ч/чсл и
2,0 кВт чел.). Для таких промышленно развитых стран, как СССР,
ФРГ, ГДР, Швейцария, Англия, Япония, ЧССР, Австрия, Нидер-
ланды, Дания, Франция, эти показатели находятся в пределах
5800—4200 кВт-ч/чел и 1,3—0,95 кВт/чел. Для многих стран мира
выработка электроэнергии составляет менее 500 кВт-ч/чел, причем
для 33 стран она менее 100 кВт-ч/чел, а для некоторых из них —
даже менее 10 кВт-ч/чсл. Сказанное иллюстрирует рис. 1.1.
Пр.ч различии в энерговооруженности энергетику развивают все
страны мира (рис. 1.2).
Для СССР также характерен непрерывный рост установленной
мощности и выработки электроэнергии (рис. 1.3). Начиная с 1970 г.
Таблица 1.1. Структура потребления электроэнергии в США
и в СССР, о/о общей выработки электроэнергии в этих странах
Отрасль 1975 г. 1980 г.
СССР США СССР США
Промышленность 58,6 39,5 55,2 39,4
Транспорт 7,2 0,2 7,3 0,2 .
Сельское хозяйство 5,2 4,2 7,4 4,0
Суммарно промышленность, 73,0 41,9 71,9 41,6
транспорт и сельское хо- зяйство
Сфера обслуживания и быта 13,5 44,5 14,3 44,3
Потери, экспорт и прочее 15,5 11,6 15,8 12,1
Всего 100 100 100 100
7
«СССР занимает второе место в мире по выработке электроэнергии,
причем в СССР ежегодно вырабатывается электрической энергии
больше, чем в Англии, Франции, ФРГ и Италии, вместе взятых.
Рис. 1.1. Установленная мощность на душу населения для стран ми-
ра по данным па конец 1980 г.
Рис. 1.2. Установленная мощность (/) и выработка электроэнергии
(2) суммарно в мире за 1955—1980 гг.
Для правильной оценки энергетической «вооруженности» стра-
ны важна также структура использования установленной мощности.
Так, в США ежегодная выработка электроэнергии больше, чем
260
260
220
200
180
160 -1600
160 -1600
120 -1200
100 -1000
80 - 800
60 - 600
60 - 600
20 -200
19501960 19501960197019801985
Годы
в СССР, примерно в 1,75 раза.
Однако если сравнить суммарное
потребление электроэнергии в про-
мышленности, сельском хозяйстве
и на транспорте, то окажется,
что потребление электроэнергии в
США больше, чем в СССР толь-
ко в сфере обслуживания, что
видно из табл. 1.1. Структура
энергопотребления существенно
зависит прежде всего от способа
планирования народного хозяй-
ства—капиталистического или со-
циалистического. Для СССР ха-
рактерно рациональное использо-
вание энергетических ресурсов, в
то время как в США огромные
количества электроэнергии направ-
лены на непроизводительные нуж-
ды, связанные, например, в боль-
шой степени с рекламой. В США
Рис. 1.3. Установленная мощность
(/) и выработка электроэнергии
(2) в СССР с 1930 по 1980 г. и
по плану па 1985 г.
8
используется 52% всей электроэнергии, вырабатываемой в мире,
тогда как население США составляет всего 6% населения всей земли.
Развитию энергетики СССР в большой мере помешали годы
Великой Отечественной войпы. В этот период установленная мощ-
ность и выработка электроэнергии уменьшились;, рост этих показа-
телей вновь начался лишь в послевоенный период. Интенсивность-
развития энергетики в СССР могла бы быть существенно выше,
если бы она была связана только с промышленно развитыми райо-
нами. Однако национальная, экономическая и оборонная политика
Коммунистической партии и Советского государства такова, что
большие капиталовложения в промышленность и в энергетику,
в частности, были направлены в окраинные регионы СССР, практи-
чески нс имевшие ранее энергетической базы. С особой силой эта
политика проявилась в последние предвоенные годы и послево-
енный период. Так, из табл. 1.2 видно, что с 1940 по 1970 г. в це-
лом по СССР выработка электроэнергии выросла в 15,1 раза, а по
Казахстану — в 52,7 раза, по остальным Среднеазиатским республи-
кам в 38,4 раза, по Белоруссии — в 30,2 раза, по Прибалтийским
республикам — в 40,9 раза.
Выработка электроэнергии производится за счет возобновляе-
мых и невозобновляемых природных энергетических ресурсов. Пер-
вые из них — солнечная энергия, ветер, вода рек, горячие (геотер-
мальные) подземные воды, энергия морских приливов и отливов.
Таблица 1.2. Производство электроэнергии по республикам
СССР
Республика Производство электроэнергии млрд. кВт-ч в год
1913 г.* 1922 г.* 1940 г. 1970 г. 1976 г. 1980 г
СССР (в целом) 1,9 0,9 48,6 731 1117 1295
РСФСР 1,3 0,5 30,8 470 685 990
Украинская ССР 0,5 0,1 12,4 138 209 212,3
Казахская ССР 0,0 0,0 0,6 34,7 55,9 53,8
Белорусская ССР 0,0 0,1 0,5 15,1 29,0 33,8
Узбекская ССР 0,0 0,0 0,5 18,3 35,1 33,6
Эстонская ССР — .—. 0,2 11,6 18,6 18,7
Молдавская ССР 0,0 — 0,02 7,6 13,7 15,4
Азербайджанская ССР 0,1 0,2 1,8 12,0 15,3 14,9
Грузинская ССР 0,0 0,0 0,7 9,0 12,1 13,9
Таджикская ССР — — 0,06 3,2 5,2 13,5
Литовская ССР — — 0,08 7,4 9,7 11,5
Киргизская ССР 0,0 0,0 0,05 3,5 4,8 8,9
Армянская ССР 0,0 0,0 0,4 6,1 9,7 8,7
Туркменская ССР 0,0 0,0 0,08 1,8 5,2 6,6
Латвийская ССР** — —. 0,25 2,7 2,5 4,5
* 0,0 означает, что выработка электрсэнергии составляла значение, определяе-
мое цифрой с четвертым знаком после запятой.
** Значительную часть потребляемой электроэнергии Латвийская ССР получает из
Эстонской ССР.
Таблица 1.3. Доля мощности, установленной на
гидроэлектростанциях (ГЭС), от общей мощности
(по странам Европы и в США)
Страна Доля мощ- ности, % Страна Доля мощ- ности, % Страна Доля мощ- ности, %
Нидерланды 0 ЧССР 12,6 Испания 47,0
Дания 0,13 США 13,2 Югославия 55,0
Венгрия 0,5 СССР 17,5 Швеция 55,0
Англия 3,0 Румыния 22,0 Австрия 66,0
Польша 4,2 Болгария 25,0 Португалия 73,0
ГДР 4,6 Финляндия 33,0 Швейцария 85,0
Бельгия 4,8 Франция 36,5 Норвегия 99,0
ФРГ 8,2 Италия 39,0
Из-за переменности параметров установок, использующих энер-
гию ветра и солнечную энергию, затрудняется их использование.
Тем нс менее решения XXVI съезда КПСС привлекают внимание
исследователей к этим источникам, так как за их счет можно эконо-
мить органические топлива.
Из числа возобновляемых эпергоресурсов особое место занима-
ет энергия воды. Гидроэнергетика является в настоящее время
одной из важнейших отраслей электроэнергетики. Из-за различных
природных условий роль гидроэнергетики в выработке электроэнер-
гии неодинакова для разных стран мира (табл. 1.3). В среднем
в мире гидроэнергетика занимает довольно скромное место в числе
общих энергоресурсов, как это видно из табл. 1.4.
К нсвозобповляемым энергетическим ресурсам относятся нефть,
природный газ, угли (каменные, бурые, антрациты) и горючие слан-
цы. Их обычно объединяют понятием органические топлива. За счет
высвобождения химически связанной в топливе энергии в процессе
его горения человечество издавна получало тепловую энергию.
В XIX веке широко распространилось превращение тепловой энергии
Таблица 1.4. Соотношение
потребления основных видов
энергоресурсов в мире и в
США в 1975 г., % от полного
Вид первичной энергии Среднее в мире По США
Нефть Уголь Природный газ Гидро- и атом- ная энерге- тика 47,1 30,7 19,7 2,3 44,0 18,0 22,0 16,0
Итого 100 100
в механическую, азатем и в элек-
трическую. В результате успеш-
ных опытов по передаче электро-
энергии па расстояния (1882 г.)
началось строительство нового ти-
па предприятий —электрических
станций, на которых производи-
лась электроэнергия, передаваемая
затем па значительные расстояния
по проводам для использования
на различного рода предприятиях
и для целей освещения. Это сти-
мулировало как интенсивное раз-
витие существовавших предприя-
тий, так и создание новых отрас-
лей техники.
Достижения электроники и
вычислительной техники, создание
и развитие космонавтики и мно-
гое другое, что характеризует со-
временную научно-техническую
10
революцию, имеют в своей основе создание и развитие электро-
энергетики.
В подавляющем большинстве стран, в том числе и в СССР
(см. табл. 1.3), основная выработка электроэнергии производилась
(и производится в настоящее время) на тепловых электростанциях
(ТЭС), использующих теплоту сгорания органических топлив.
В странах с преимущественным значением теплоэнергетики обычно
употребляется поэтому термин «топливно-энергетические ресурсы»
(а не просто «энергетические ресурсы»),
В начале XX столетия было установлено, что запасы органичес-
кого топлива в мире (разведанные и прогнозируемые) значительны.
Относительно малые расходы топливных ресурсов позволяли в нача-
ле века не заботиться об экономичном их расходовании. Однако
производство и потребление электроэнергии стремительно увеличи-
вались. Так, с 1900 по 1980 г. оно! выросло в мире в 13 раз.
Соответственно возрастало использование энергетических ресурсов.
В 30-е годы нынешнего века потребление органических топлив стало
приближаться к 1% разведанных запасов, что означало израсходо-
вание их, как максимум, через 100 лет. К этому же времени нача-
лось использование нефти и природного газа как сырья для хими-
ческой промышленности и как топлива для транспорта и высокока-
чественных углей для металлургических процессов.
В структуре расходования топлива обращает внимание соотно-
шение между использованием для целей энергетики углей и нефти
(мазута). В начале века выработка электроэнергии на ТЭС на ма-
зуте составляла всего несколько процентов. Однако затем все
в большей мере началось использование нефти, так как создание
мощных тепловых электростанций на углях обходится существенно
дороже, чем на мазуте. Этому способствовало также открытие
огромных нефтяных месторождений на Ближнем Востоке, что поз-
волило ряду стран ориентировать свою теплоэнергетику на исполь-
зование импортной нефти.
Из всех топлив ресурсы нефти являются наиболее быстроисчер-
паемыми. По разным прогнозам и в зависимости от интенсивности
потребления нефти при существующих пропорциях в расходовании
нефти и угля разведанных мировых запасов нефти может хватить
лишь на 30—60 лет. Интересно отметить, что 3/4 добычи нефти
приходится на развивающиеся страны, а 3/4 потребления ее — на
развитые страны. К 1980 г. в мире было добыто 47 млрд, т нефти,
из которых 22 млрд, т добыто только за последние 10 лет, т. е.
расходование нефти на производство электроэнергии в развитых
странах продолжается.
Топливная политика США (см. табл. 1.4) особенно контрастна,
если учесть что из топливных запасов США на долю углей прихо-
дится 88%, на долю нефти 7% и на долю природного газа 3%.
Специфичность нефти как топлива заключается в возможности
ее легкого транспортирования (нефтепроводы, танкеры). Поэтому
США импортируют более 50% расходуемой нефти. Нефть является
предметом импорта и для многих других стран (Японии, Англии,
ФРГ, Франции, Италии и др.).
Природный газ для транспортировки менее пригоден. Поэтому,
естественно, что природный газ лишь в малой степени является
предметом экспорта. Транспортировка твердых топлив на большие
расстояния и тем более их экспорт целесообразны только для вы-
сококачественных углей. Добыча углей требует сооружения дорого-
11
стоящих шахт и больших трудозатрат. В этом также причина пред-
почтения нефти углю в условиях капиталистических стран.
Запасы углей во всем мире, в том числе и в СССР, существен-
но превышают запасы нефти. По различным оценкам запасов углей
может хватить для целей теплоэнергетики па два-три столетия.
Топливная политика СССР основывается на рациональном исполь-
зовании природных ресурсов. Решениями XXVI съезда КПСС пре-
дусмотрено, что уровень добычи нефти (с газовым конденсатом)
в 11-й пятилетке лишь незна-
1970 1975 1980 1985
Годы
Рис. 1.4. Добыча основных топ-
лив в СССР за 1970—1980 гг.
и по плану на 1985 г.
Средняя кривая— нефть (с газовым
конденсатом).
чительно возрастет по срав-
нению с добычей в 10-й пятилетке
(см. рис. 1.4). Предполагается
существенное увеличение добычи
углей и природного газа, которые
и будут основными энергетически-
ми топливами в СССР на 11-ю пя-
тилетку и в период до 1990 г.
В отношении добычи углей необ-
ходимо иметь в виду, что стои-
мость углей шахтной добычи все
время возрастает. Кроме того,
угольные бассейны европейской
части СССР по своей производи-
тельности не могут обеспечить
необходимое увеличение производ-
ства электроэнергии в этой
части страны. В то же время
в Сибири и в Казахстане име-
ются запасы углей в Канско-
Ачинском и Экибасгузских место-
рождениях, причем неглубокое за-
легание этих углей позволяет
добывать их дешевым открытым
способом. Из-за наличия в этих
углях большого количества золы и влаги они являются малоценным
топливом, дальние перевозки которого нецелесообразны. Поэтому
па этих углях будут работать мощные ТЭС, сооружаемые вблизи
мест добычи углей. Создание мощных топливно-энергетических ком-
плексов (ТЭК) в Сибири и в Казахстане, начатое в 10-й пятилетке,
будет в соответствии с решениями XXVI съезда КПСС интенсивно
вестись и далее. Получаемая на них электроэнергия будет не только
использоваться на месте, но и передаваться в европейскую часть
СССР.
В Средней Азии и особенно в Сибири сосредоточены и наиболее
благоприятные гидроэнергетические ресурсы. Из-за такого неравно-
мерного распределения топливных и гидроэнергетических ресурсов
по территории СССР затруднено снабжение электроэнергией расту-
щей промышленности европейской части. Топливно-энергетические
ресурсы, имеющиеся в областях СССР за Уралом, составляют око-
ло 80% общих по всей стране, а потребность в электроэнергии здесь
составляет всего около 25%. Для европейской части СССР имеет
место обратное соотношение. Снабжение электроэнергией этой части
«страны будет возрастать за счет электроэнергии, производимой на
-тепловых и гидравлических станциях Сибири, Казахстана и Средней
Азии. Но полностью этот переток энергии задачу не решит. Вот по-
.12
чему большое значение придается атомной энергетике, основные
объекты которой сооружены и будут продолжать сооружаться
именно в европейской части страны. В связи с положительным опы-
том работы АЭС с реакторами, использующими энергию деления
тяжелых ядер, в состав топливно-энергетических ресурсов включа-
ются теперь и запасы урана. Мировые запасы урана смогут обеспе-
чить на многие столетия не только электроэнергетику во все возра-
стающих размерах, но и потребность в топливе в других
важнейших областях потребления. Так, 1 т природного урана может
заменить 20—30 тыс. т высококачественного каменного угля, что
сокращает в большой степени и объемы перевозок топлива. С при-
менением урана нефть все более используется как сырье для хими-
ческой промышленности. Вот почему в Отчетном докладе ЦК КПСС
XXVI съезду Л. И. Брежнев подчеркнул, что «все актуальнее
становится задача улучшать структуру топливно-энергетического
баланса. Надо снижать долю нефти как топлива, заменять ее газом
и углем, быстрее развивать атомную энергетику...».
Вопросы для самопроверки. 1. Каковы показатели энерговоору-
женности стран и в каких пределах они изменяются?
2. В чем различие структуры использования установленной
мощности электростанций в СССР и США?
3. Какие энергетические ресурсы являются возобновляемыми
и какие невозобповляемыми?
4. Какова роль гидростанций в выработке электроэнергии
в СССР и в других странах?
5. Почему необходимо рационально расходовать топливно-энер-
гетические ресурсы?
6. Какие органические топлива будут использоваться в СССР
для производства электроэнергии в 11-й пятилетке?
7. Почему атомная энергетика развивается в основном в евро-
пейской части СССР?
Глава вторая
ЭНЕРГЕТИКА — ОСНОВА РАЗВИТИЯ НАРОДНОГО
ХОЗЯЙСТВА
2.1 Развитие электрификации СССР
Чрезвычайно важная роль электрификации в создании ма-
териально-технической базы коммунизма в нашей стране подчерк-
нута в Программе КПСС, где сказано: «Электрификация, являю-
щаяся стержнем строительства экономики коммунистического обще-
ства, играет ведущую роль в развитии всех отраслей народного хо-
зяйства, в осуществлении всего современного технического прог-
ресса»1..
Возможность передачи электроэнергии на очень большие Dao.
стояния неизбежно приводит к созданию развитых объединенных
электросетей в пределах любой, даже большой страны с общим
управлением энергосистемами и общим планированием их разви-
тия. В полной степени этому отвечает лишь социалистическое об-
1 Программа Коммунистической партии Советского Союза. — М.,
Политиздат, 1964, с. 69.
13
щегосударственное планирование. Это было указано В. И. Лениным
уже на первых этапах развития электроэнергетики. В. II. Ленин
предвидел особое, революционизирующее значение электричества —
универсального вида энергии, позволяющего осуществлять его пе-
редачу на дальние расстояния и легкую трансформацию в другие
виды энергии. Именно эти свойства электрической энергии В. И. Ле-
нин считал нужным использовать для всемерного развития произ-
водительных сил и роста общественной производительности труда,
имея в виду, что только на основе электрификации возможен на-
учно-технический прогресс всего народного хозяйства и электрифи-
кация является одним из могучих факторов ликвидации противо-
положности между городом и деревней. Все это нашло свое отра-
жение в Государственном плане электрификации России — плане
ГОЭЛРО, разработанном уже в первые годы Советской власти по
инициативе и под руководством В. И. Ленина и утвержденном в
декабре 1920 г. на VIII Всероссийском съезде Советов. Это был не
только план электрификации, а первый в истории человечества еди-
ный Государственный народнохозяйственный план страны, так как
в нем были указаны не только районы и мощности строительства
электростанций, но и промышленных предприятий, которые будут
получать от них электроэнергию. По плану ГОЭЛРО предполага-
лось за 10—15 лет построить 30 новых электростанций общей мощ-
ностью 1,5 млн. кВт, в том числе 0,95 млн. кВт на ТЭС. План
ГОЭЛРО был выполнен со значительным опережением сроков. Че-
рез 10 лет после его принятия мощность новых электростанций со-
ставила 1,75 млн. кВт. Со времени осуществления плана ГОЭЛРО
электрификация СССР прошла огромный путь развития. Достаточ-
но привести такой пример: мощность каждого блока Ленинградской
АЭС равна 1000 МВт, т. е. больше мощности всех тепловых стан-
ций. построенных по плану ГОЭЛРО. К концу 1980 г. установлен-
ная мощность на всех электростанциях СССР достигла 270 млн. кВт,
а выработка электроэнергии— 1295 млрд. кВт-ч в год. Еще боль-
шее развитие электрификации предстоит в текущей .пятилетке: в
1985 г. производство электроэнергии должно составить 1550—
1600 млрд. кВт-ч.
В основе развития энергетики СССР лежали основные положе-
ния ленинского учения об электрификации, кратко сформулирован-
ные им как лозунг «Коммунизм — это есть Советская власть плюс
электрификация всей страны». Эти положения электрификации
СССР следующие:
1. Опережающие темпы развития электростанций по отношению
к другим отраслям промышленности.
2. Строительство крупных электростанций, обслуживающих це-
лые районы1.
3. Сжигание непервоклассных топлив, перевозка которых нера-
циональна (отсюда их наименование «местные топлива»).
4. Использование тепловых электростанций не только для элек-
тро-, по и для теплоснабжения -— пар на производство, горячая во-
да для бытовых нужд.
5. Широкое использование благоприятных водных ресурсов.
1 Отсюда и название конденсационной тепловой электростан-
ции— ГРЭС — Государственная районная электрическая станция,
вошедшее в практику.
14
6. Рациональнее территориальное размещение электростанций и
освоение на этой основе новых районов страны.
7. Использование электрической тяги на железнодорожном
транспорте.
8. Строительство линий электропередачи и объединение электро-
станций для параллельной работы. Создание энергетических систем
для последующего образования единой энергетической системы
страны.
2.2. Единая энергетическая система СССР
Особенности работы электрических станций:
1) работа осуществляется круглосуточно, без перерывов;
2) потребление и производство электроэнергии равны, так как
отсутствуют возможности накопления электроэнергии на электро-
станции в процессе производства;
3) из-за аварийного останова оборудования па электростанции
снижаются экономические показатели не только самой электростан-
ции, но и того промышленного оборудования, электроснабжение ко-
торого прекращается в результате аварии па станции. На многих
производствах это приводит к аварийному состоянию оборудования,
которое может потребовать значительных восстановительных работ.
В связи с этим предъявляются высокие требования к надежно-
сти электроснабжения от электростанций, которые легче удовлетво-
рить, если отдельные электростанции объединятся в энергосистемы1
и будут работать параллельно. Соответственно под энергетической
системой (ЭС) подразумевается совокупность электростанций и
электрических и тепловых сетей, соединенных между собой и свя-
занных общностью режима в процессе производства, преобразова-
ния и распределения электрической и тепловой энергии при общем
управлении этим режимом, которое осуществляется диспетчером
системы.
Объединение в системы, позволяет не только повышать надеж-
ность энергоснабжения, по и больше загружать тс агрегаты, эконо-
мические показатели которых выше, и полнее использовать гидро-
станции. В результате появляется возможность экономии органиче-
ского топлива. Объединение в систему позволяет уменьшить общее
число резервных агрегатов, предусмотренных для бесперебойного
снабжения предприятий, а также вести дальнейшее наращивание
мощностей более крупными агрегатами, так как на работе мощных
ЭС включения и выключения таких агрегатов скажутся меньше.
Еще более высокая ступень развития энергетики — объединение
нескольких энергетических систем. Существующие в СССР 93 энер-
госистемы образуют 11 объединенных энергетических систем (ОЭС).
Схематически это показано па рис. 2.1. Из них 9 ОЭС соединены
между собой межсистемными связями, образуя Единую энергетиче-
скую систему СССР (ЕЭС СССР). В течение текущей пятилетки
будет завершено подсоединение к ЕЭС СССР также и ОЭС Сред-
ней Азии.
1 В отдельных случаях, например, в районах Севера страны,
когда мощности электростанций относительно невелики, а расстоя-
ния значительны, возможна их работа как самостоятельных.
15
В Финляндию
системные связи. /х 220кВ
--------- 220 и 330 кВ; 1 - — 400 и ., ВТирциЮ
500 кВ, -759 кВ. И
Управление ЕЭС СССР осуществляется центральным диспетчер-
ским управлением ЕЭС (ЦДУ ЕЭС СССР) через диспетчерские уп-
равления ОЭС, ио в ответственных случаях — непосредственно из
ЦДУ ЕЭС. Наличие ЕЭС СССР имеет большое значение для частич-
ного использования в европейской части СССР электроэнергии, вы-
рабатываемой в Сибири, Казахстане и Средней Азии на мощных
гидростанциях и на ТЭС, сжигающих дешевые угли. Кроме того,
в связи с различием географических координат по территории СССР
(различные временные пояса) ЕЭС позволяет полнее загружать
оборудование. Это существенно экономит капиталовложения в
энергетику, а ежегодный экономический эффект составляет
700 млн. руб. По терриюрии, охваченной ЕЭС СССР,— 10 млн. км2,
она нс имеет себе равных в мире.
Из общей мощности электростанций СССР 270 млн. кВт в
ЕЭС СССР включено к началу 1981 г. 227 или. кВт. Если же учесть
се работу параллельно с объединенной энергетической системой ос-
тальных стран СЭВ — системой МИР с диспетчерским управлением
в г. Праге, то общая мощность этих систем составит 300 млн. кВт.
Передача электроэнергии из СССР в другие страны, в том чис-
ле капиталистические, возможна и непосредственно (см. рис. 2.1).
Естественно, что такое крупнейшее энергетическое объединение тре-
бует большой надежности межеистемных связей. В СССР этому
вопросу уделяется огромное внимание. Надежность работы обеспе-
чивается за счет средств автоматической разгрузки и регулирования,
а также широкого применения противоаварийной автоматики. Такой
единый государственный подход к надежности характерен для со-
циалистического планирования. В капиталистических странах, напри-
мер в США, энергоснабжение страны осуществляют частные кампа-
нии. Основную роль играют при этом 200 крупнейших кампаний.
В связи с этим проявляется стремление к экономии на оборудова-
нии, обеспечивающем надежность мсжсистемных связей. Из-за от-
ставания во вводе в эксплуатацию необходимых внутрисистемных и
межспстемных линий ограничены возможности маневрирования в
необходимых режимах. Это вызывает аварии в энергосистемах
США, причем в год происходит пять — шесть довольно крупных
аварий. Наиболее ярко проявились недостатки в обеспечении на-
дежности энергоснабжения при двух широкоизвестных авариях в
США: в ноябре 1965 г., когда в северо-восточной части США (и в
двух провинциях Канады) население на 30 ч осталось без электро-
энергии, и в июле 1977 г., когда на 25 ч было полностью нарушено
электроснабжение г. Ныо-йорка.
2.3. Графики электрических нагрузок
Основная задача электростанций — обеспечение электроэнергией
промышленности и коммунально-бытовых нужд населения. По своим
характеристикам промышленная и коммунально-бытовая электриче-
ские нагрузки существенно различаются как по значению, так и по
переменности в течение суток. Потребности в электроснабжении ха-
рактеризуются графиками электрических нагрузок. Зависимость на-
грузки от времени суток называется суточным графиком электриче-
ской нагрузки. Он может составляться как для отдельной ЭС, так
и для ОЭС или ЕЭС СССР в целом. Наиболее существенно изме-
нение электрической нагрузки, связанной с коммунально-бытовыми
нуждами. На рис. 2.2 представлен такой суточный график для ЕЭС,
2—92 17
Рис. 2.2. Суточный график ком-
мунально-бытовой электриче-
ской нагрузки ЕЭС СССР за
1980 г.
из которого видно, что электриче-
ская нагрузка зимой больше, чем
летом, и резко снижается в ноч-
ные часы. Наименьшее ее значение
называют минимумом нагрузки. В
дневные и вечерние часы наблю-
дается повышение нагрузки, при-
чем более значительные измене-
ния нагрузки происходят зимой.
Имеется два максимума нагруз-
ки — утренний и, более значитель-
ный, вечерний. Графики электри-
ческих нагрузок должны обеспе-
чиваться (покрываться) в обяза-
тельном порядке. Поэтому стре-
мятся провести все необходимые
ремонты в летний период, чтобы
практически все оборудование ЭС
могло использоваться для обеспе-
чения зимнего максимума. Часто
этот максимум называют пиком
нагрузки.
Для характеристики плотности графика нагрузок используют
два коэффициента. Первый из них — а—является отношением ми-
нимальной нагрузки к максимальной, второй — р—отношением
средней нагрузки к максимальной. Для коммунально-бытовой элек-
трической нагрузки коэффициент а равен 0,45 как летом, так и зи-
мой. Коэффициент р существенно выше: он составляет 0,88 летом и
0,78 зимой (рис. 2.2).
Основная электрическая нагрузка связана с потребностями про-
мышленности. Па рис. 2.3 приведен суточный график промышленной
(липни 2) и полной нагрузок. Из рис. 2.3 видно, что и здесь на-
грузка переменна в течение суток—- имеются минимальные и макси-
мальные нагрузки. Однако плотность графиков на рис. 2.3 выше
(а=0,75 зимой и 0,76 летом; 3=0,90 зимой и 0,89 летом) и, кроме
того, различие в коэффициентах а и Р для условий зимы и лета
практически отсутствует. Это объясняется определяющим влиянием
более постоянной в течение сугок промышленной нагрузки, величи-
на которой примерно в 6 раз больше, чем коммунально-бытовой.
Приведенная на рис. 2.3 полная электрическая нагрузка боль-
ше, чем отпускаемая потребителям. Часть электрической энергии
расходуется самими электростанциями, например, для электроприво-
дов многочисленных насосов и вентиляторов. Этот расход на собст-
венные нужды (рис. 2.3) составляет в целом по ЕЭС СССР около
7%. Кроме того, в процессе передачи электроэнергии по проводам
существуют потери непосредственно в электрических сетях, состав-
ляющие около 10%.
Промышленная электрическая нагрузка более равномерна при
обслуживании предприятий, работающих в три смены; наименее
равномерна она при наличии предприятий, работающих в одну сме-
ну. Па рис. 2.4 приведен пример полного суточного графика элек-
трической нагрузки крупного промышленного района, из которого
видно, что максимум нагрузки в зимний период соответствует при-
мерно 18 ч.
18
Графики электрических нагрузок на рис. 2.2—2.4 соответствуют
рабочим дням недели. Электрическая нагрузка в субботу, воскре-
сенье и праздничные дни снижается примерно вдвое по сравнению
с рабочими. Это, с одной стороны, может потребовать останова ря-
да крупных энергетических агрегатов, с другой стороны, позволяет
энергетическим системам проводить в эти дни профилактические
ремонты оборудования и, таким образом, повышать надежность его
работы.
Часы суток
Рис. 2.3. Суточный график полной электрической нагрузки ЕЭС (/)
и промышленной (2) за 1980 г.
Рис. 2.4. Полный суточный график электрической нагрузки крупного
промышленного района в зимний период.
/ — потери в сетях и собственные нужды станции; II— коммунально-бытовая
нагрузка; III — односменные промышленные предприятия; IV—электрифици-
рованный транспорт; V — двухсменные промышленные предприятия; VI— трех-
сменные промышленные предприятия.
Для правильного распределения нагрузки между отдельными
станциями, входящими в энергетическую систему, для соответствую-
щего района строят годовой график электрических, нагрузок по про-
должительности. Этот график характеризует число часов в году т,
в течение которых .нагрузка энергосистемы равна определенной ве-
личине 1ПЭ.
Для построения графика нагрузок по продолжительности лома-
ные линии суточных графиков нагрузки заменяются ступенчатыми,
как это показано на рис. 2.5. Кривая Ц7э=/(т), полученная в ре-
зультате такой суммарной обработки наиболее характерных суточ-
ных графиков нагрузки для годового периода, показана на рис. 2.6.
Площадь под кривой 1Гэ=/(т) соответствует годовому производст-
ву электроэнергии ЭГОд, кВт-ч, в рассматриваемой системе.
Нагрузку, характерную для наибольшего числа часов работы,
называют базовой, для наименьшего — пиковой (рис. 2.6). Обычно
в покрытии годового графика нагрузки системы участвуют агрегаты
2* 19
и станции разной экономичности. Распределяют суммарную нагрузку
по отдельным станциям (агрегатам) так, чтобы обеспечить наибо-
лее экономичную работу системы в целом. Этого можно достичь,
если станции, имеющие меньшие затраты на топливо, будут загру-
жаться большее число часов в году, а станции с большими затра-
тами па топливо-—.меньшее. Станции, работающие с наибольшей
возможной нагрузкой значительную часть года и тем самым участ-
вующие в покрытии нижней части графика продолжительности на-
грузки, называют базовыми, а станции, используемые в течение не-
большой части года только для
покрытия пиковой нагрузки, — пи-
ковыми. Кроме того, в системе
имеется ряд электростанций, не-
сущих промежуточную нагрузку
между базовой' и пиковой.
Для покрытия пиковых нагру-
зок в системах, имеющих в своем
О 2000 Ш 6000 800087606,4
О 2 0 6 8 Ю 12 10 1618202211,4
басы суток
Рис. 2.5. Пример обработки суточного графика для построения
графика электрических нагрузок по продолжительности.
1 1 1 1 1 11 н -J
Рис. 2.6. Годовой график электрических нагрузок по продолжитель-
ности.
I—1II — базовая, промежуточная и пиковая нагрузки.
составе гидростанции, наиболее целесообразно использовать гидро-
аккумулирующие электростанции (ГАЭС). В периоды «провала» на- у
грузки ГАЭС работает в насосном режиме, затрачивая электроэнер-
гию, вырабатываемую другими ЭС, для закачки воды из нижнего
водохранилища в верхнее. Это выравнивает график. В период уве-
личения нагрузки ГАЭС работает в турбинном режиме, срабатывая
уровень воды из верхнего водохранилища и сокращая участие теп-
ловых ЭС в выработке электроэнергии.
Одна из основных характеристик электростанции — ее установ-
ленная мощность, определяемая как сумма номинальных мощностей
электрогенераторов. Поминальная мощность генератора — это на-
ибольшая мощность, при которой он может работать длительное
время в режимах, оговоренных техническими условиями.
Для оценки полноты использования основного оборудования
ЭС, т. е. качества ос работы, пользуются коэффициентом использо-
вания установленной мощности станции цуСт. Этот коэффициент
представляет собой отношение количества выработанной электро-
энергии в течение года ЭГОд, кВт-ч, к тому количеству, которое
могло быть выработано при годовой работе станции с установленной
20
мощностью, т. е. равному 1Г'уСт-8760, кВт-ч:
Цуст=5год/П7уСт-8760, (2.1)
где 8760 — число часов в году.
Работа станции может также характеризоваться годовым чис-
лом часов использования установленной мощности:
Ту СТ— «Эгод/^уст.
(2.2)
Коэффициент использования установленной мощности и число
часов использования установленной мощности связаны между со-
бой соотношением
Р'Уст==Туст /8/60. (2.3)
Число часов использования установленной мощности зависит от
того, в каком режиме работает станция. Для станций, работающих
с базовой нагрузкой, число часов использования установленной мощ-
ности составляет обычно 6000—7000, в то время как в среднем оно
равно .примерно 5500 ч/год, а для специальных пиковых агрегатов
тУст может быть 2000 ч/год и менее.
2.4. Графики тепловых нагрузок
Тепловые электрические странции снабжают предприятия и на-
селение не только электроэнергией, но также и теплотой. Наиболее
равномерна в течение года промышленная тепловая нагрузка
<2пром, ГДж/ч, связанная с подачей на производство пара для тех-
нологических нужд. Однако она меняется в течение суток в зависи-
мости от характера загрузки предприятия (рис. 2.7). Отопительная
тепловая нагрузка предприятий и жилых зданий QOt, ГДж/ч, суще-
ственно зависит от температуры наружного воздуха (рис. 2.8).
Месяцы
Рис. 2.7. Суточный график тсплопотреблспия промышленных пред-
приятий, работающих в две смены.
I — потребление теплоты зимой; 2 — летом.
Рис. 2.8. Годовой график тепловой отопительной нагрузки по ме-
сяцам.
1, 2 — максимальные и минимальные значения.
Аналогично годовому графику электрических нагрузок по про-
должительности строят годовой график тепловой нагрузки по про-
должительности суммарно для целей отопления и горячего водо-
снабжения фот.быт, ГДж/ч. Соответствующий годовой график по-
казан на рис. 2.9. Площадь под суммарной кривой отвечает годово-
му потреблению теплоты на отопление и горячее водоснабжение.
21
Рис. 2.9. Годовой график теп-
ловой нагрузки по продолжи-
тельности для отопления и го-
рячего водоснабжения.
I — отопительная нагрузка; II — го-
рячее водоснабжение.
Выбор мощности оборудова-
ния по теплоснабжению приходит-
ся делать по максимуму нагрузки.
Степень использования теплофика-
ционного оборудования также
можно характеризовать числом
часов использования установлен-
ной мощности. Эта величина для
промышленной тепловой нагрузки
доходит до 6000 ч и близка к ана-
логичному значению для базовой
электрической нагрузки. Для ото-
пительно-коммунальной нагрузки
число часов использования уста-
новленной мощности изменяется в
пределах от 2500 до 4000 ч.
Рис. 2.10. Схемы паротурбинной установки.
а — конденсационной; б — теплофикационной; 1 — свежий! пар из котла; 2 —
ЦВД турбины; 3 — пар на промежуточный перегрев в котле; 4 — пар после
промежуточного перегрева; 5—ЦНД турбины; б — электрогенератор; 7— кон-
денсатор; 8 — конденсатный насос; 9— регенеративные подогреватели; 10— пи-
тательный насос; 11— подача воды в паровой котел; 12 — пар на производство;
13— сетевой подогреватель; 14— в тепловые сети горячего водоснабжения.
2.5. Основные типы тепловых электростанций
Тепловая электростанция имеет не только электрические сети,
но и тепловые сети, связывающие ее с тепловыми потребителями
(подробнее о тепловых сетях см. гл. 17).
На современных тепловых электростанциях используются в ка-
честве двигателя только турбины. При использовании органических
топлив применяются главным образом паровые турбины. Отборный
пар из ступеней турбины может использоваться или только на ре-
генеративные подогреватели (рис. 2.10,я) или, кроме того, непосред-
ственно на производство и на сетевые подогреватели воды
(рис. 2.10,6). В первом случае турбина .называется конденсационной,
а во втором — еплофикационной. Соответственно различают ТЭС
конденсационного типа (КЭС или ГРЭС) и теплоэлектроцентрали
22
(ТЭЦ). В обоих случаях пар для турбины производится в паровом
котле за счет сжигания органического топлива и передачи теплоты
от продуктов горения воде, превращаемой в пар требуемых пара-
метров. Отработавший в турбине пар конденсируется в конденсато-
ре и через систему теплообменников возвращается в паровой ко-
тел. Таким образом, рабочее тело — вода, пар — циркулирует по
замкнутому контуру ТЭС, что обеспечивает его высокую чистоту:
содержание всех примесей составляет не более 50 мг на 1 т пара.
Органическое топливо должно быть подготовлено для горения
(размол и подсушка твердого топлива, подогрев жидкого топлива),
а продукты горения должны быть очищены о г вредных примесей,
прежде чем они будут выброшены в окружающую среду, что удо-
рожает строительство ТЭС па органическом топливе. В выбросах
тепловых электростанций все же остается определенное количество
вредных примесей (табл. 2.1). В связи с этим ограничивается сум-
марная мощность агрегатов, устанавливаемых на ТЭС, при сжига-
нии углей или сернистых мазутов.
Таблица 2.1. Годовые выбросы от ТЭС мощностью
1000 МВт. при работе на органических топливах
Выбросы Вид топлива
Уголь Мазут Газ
Сернистые газы, т 138-103 98-103 13,6
Скислы азота, т 20,9-Ю3 21,8-Ю3 12,2-103
Окись углерода, т 500 9.0 —
Углеводороды, т 210 680 —•
Альдегиды, т 50 120 30
Золовая пыль, т 4,5-Ю3 730 450
226Ra, мКи 17,2 0,15 —
228Ra, мКи 10,8 0,35 —
Из табл. 2.1 видно, что с продуктами горения в атмосферу вы-
брасываются также радиоактивные элементы, содержащиеся в золе
органических топлив. Поэтому радиоактивный фон вокруг ТЭС, осо-
бенно работающей на углях, всегда выше, чем вокруг АЭС. Особен-
но значительными могут быть радиоактивные выбросы при сжигании
сланцев ’.
При использовании жидких и газообразных топлив возможно
применение газовых турбин, у которых сжигание топлива происхо-
дит непосредственно во входной камере турбины. В связи с отсут-
ствием парового котла установка .получается компактной и манев-
ренной. Поэтому газотурбинные установки (ГТУ) приобретают боль-
шое значение в качестве пиковых ТЭС.
Вопросы для самопроверки. 1. План ГОЭЛРО и его значение
для промышленного развития страны.
1 В шведских сланцах содержание урана доходит до 270 г/т,
что делает рентабельным получение из них урана для АЭС Швеции.
23
2. Каковы достижения энергетики СССР к началу 11-й пяти-
четки?
3. Каковы основные положения ленинского учения об электри-
фикации?
4. В чем особенности работы электрической станции как про-
мышленного предприятия?
5. Что такое энергетические системы и в чем их преимущества?
6. Какие имеются объединенные энергетические системы СССР
и какова их взаимная связь?
7. Что представляют собой графики электрических нагрузок:
суточные и годовые по продолжительности?
8. В чем отличие промышленной электрической нагрузки от
коммунально-бытовой?
9. Какие коэффициенты характеризуют неравномерность графи-
ков нагрузки и в каких пределах они изменяются?
10. Что такое расход на собственные нужды электростанции?
11. Что такое коэффициент использования установленной мощ-
ности?
12. В чем различие базовой, промежуточной и пиковой на-
грузок?
13. Что представляют собой графики тепловой нагрузки?
14. Какие существуют типы тепловых электростанций?
Глава третья
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА И ЕЕ РАЗВИТИЕ
3.1. Типы электростанций на ядерном топливе
и особенности его использования
Атомная энергетика от традиционной теплоэнергетики отлича-
ется источником получения тепловой энергии, превращаемой в ме-
ханическую в паровой турбине. Со времени пуска первой АЭС на-
ряду с тепловыми электростанциями на органическом топливе раз-
личают тепловые электростанции на ядерном топливе. Пока это
электростанции лишь конденсационного типа, отпускающие потре-
бителям только электроэнергию. Именно такие электростанции по-
лучили название атомных электростанций. Однако возможно со-
здание атомных станций, отпускающих потребителям не только
электроэнергию, по и теплоту. Такие электростанции называют
атомными теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). Длительное время на-
ходится в эксплуатации Билибинская АТЭЦ на Чукотке. Ее мощ-
ность невелика — 48 МВт. В текущем пятилетии начнется сооруже-
ние мощных АТЭЦ, первенцем которых будет Одесская АТЭЦ.
Можно также использовать внутриядерную энергию только для
целей горячего водоснабжения на атомных станциях теплоснабже-
ния (ACT). В таких ACT парообразование отсутствует. Их соору-
жение в настоящее время уже началось. Разрабатываются также
атомные станции промышленного теплоснабжения (АСТП) для
снабжения технологическим паром с давлением около 4 МПа про-
мышленных предприятий.
24
Необходимо ясно представлять особенности ядсрпого топлива
по сравнению с органическим. На рис. 3.1 представлена схема паро-
вого котла, работающего на пылеуголыюм топливе. В топочной ка-
мере происходят следующие одновременно протекающие процессы:
1) практически полное сгорание топлива (потери от недожога со-
ставляют менее 0,5%) с передачей выделяющейся теплоты газо-
образным продуктам горения; 2) оплавление минеральной (него-
рючей) части топлива в связи с высокими температурами в топке,
причем образующийся шлак отводится из нижней части топки;
Отработавшие д
J-/3 эконо-
майзера
Топочная
камера
Ты невоз-
душная
смесь
Рис. 3.1. Преобразование органического топлива по газовому тракту
парового котла.
3) передача теплоты газов поверхностям нагрева парового котла и
за счет этого понижение температуры продуктов горения при .движе-
нии их по газоходам котла; 4) выброс охлажденных продуктов го-
рения в атмосферу через дымовую трубу, увлекающих с собой так-
же мельчайшую золу, не задержанную в топке. Потеря теплоты с
выбрасываемыми газами является основной потерей для парового
котла и может доходить до 6—8%. Это означает высокую экономич-
ность использования химически связанной теплоты органического
топлива, доходящую до 90% и более. Удаляемые из парового котла
газообразные и твердые продукты горения не представляют энерге-
тической ценности. Так как органическое топливо имеет определен-
ную стоимость, то для парового котла и, следовательно, для ТЭС
па органическом топливе важной характеристикой работы является
расход топлива.
Рассмотрим движение ядерного топлива на АЭС. Как это следу-
ет из рис. 3.2, в реактор загружаются твэлы в виде тепловыделяю-
щих сборок (ТВС). Для удобства сравнения предполагается, что
25
I---------------
Завод по пе-
реработке
отработав-
ших ТВС
I
Завод изго-
товления
твэлов
Обогащенный.
уран
Рис. 3.2. Путь твэлов в преде-
лах АЭС.
с обогащенным ураном также и
в существенно меньшем количестве,
ства отвального и обогащенного
урана может быть проведен по
балансовому уравнению (3.1)
Gnpup'O,/—Go б or X—{-000 в У-..,
(3.1)
где 0,7 -— содержание 235U в при-
родном уране, %; х и у — содер-
жание 235U соответственно в обо-
гащенном и отвальном уране, %.
Для расчета удобнее предста-
вить уравнение (3.1) в виде
= (з.1а)
’-'прир ’-'прир
Результаты расчетов по урав-
нению (3.1) для обогащения 4,4%
представлены в табл. 3.1 и на рис.
3.3 в зависимости от содержания
235U в отвальном уране.
Содержание 235U в отва- ле, % Количество урана на 1 кг природного
обогащен- ного ^обог^прир отвального Сотв^прир
0,30 0,098 0,902
0,25 0,108 0,892
0,20 0,12 0,88
0,10 0,14 0,86
схема па рис. 3.2 отвечает одно-
контурной АЭС, т. е. реактор по-
добно паровому котлу (см. рис.
3.1) вырабатывает нар для работы
в турбине. Количество ядсриого
топлива, загружаемого в реактор,
велико. Для современных мощных
реакторов загрузка активной зоны
составляет от 40 до 190 т. Одна-
ко процесс использования выделя-
ющейся внутриядерной энергии та-
ков, что масса выгружаемых ТВС
такая же, как и масса свежеза-
>руженных. Происходит лишь ча-
гтичная замена ядерного горюче-
го на продукты деления. Выгру-
жаемое из реактора топливо име-
ет все еще значительную ценность.
Поэтому нспосредствено для АЭС
расход ядерного горючего не яв-
ляется характерной величиной, а
степень использования внутри-
ядерной энергии характеризуется
глубиной выгорания.
Особенность современной атом-
ной энергетики — использование
реакторов на тепловых нейтронах,
т. е. применение урана, обога-
щенного по 235U. В природном ура-
не его всего 0,7% В ядерных ре-
акторах на тепловых нейтронах
обогащение по 235U составляет
2,0—4,4%, при этом соответствую-
щие предприятия выдают наряду
отвальный уран, содержащий 235U
чем природный. Расчет колпче-
Таблица 3.1. Количества
обогащенного и обедненного
урана на 1 кг природного
урана в зависимости от
содержания 235U в обедненном
уране при обогащении до 4,4%
26
Рис. 3.3. Соотношение обога-
щенного и обедненного урана
в зависимости от содержания
235U в обедненном уране (при
обогащении до 4,4%).
Содержание Zi5U б отвале, %
Из табл. 3.1 и рис. 3.3 видно,
что при содержании 235U в обед-
ненном уране, равном 0,25%, ко-
личество отвала лишь на 10%
меньше количества добытого
природного урана. Отвальный,так
же как и природный уран, может
быть использован в реакторах на
быстрых нейтронах. Только в ре-
акторах на быстрых нейтронах
может быть достигнуто глубокое
.использование уранового топлива.
Реакторы на быстрых нейтро-
нах требует загрузки в их актив-
ную зону 239Ри или значительно
•обогащенного (до 25% 235U) ура-
на. Это означает, что даже после
полного освоения реакторов на
быстрых нейтронах будет продол-
жаться строительство реакторов
на тепловых нейтронах с целью
наработки 239Ри для быстрых ре-
акторов.
Важность проблемы АЭС с реакторами на быстрых нейтронах
была вновь подчеркнута в решениях XXVI съезда КПСС. В настоя-
щее время в -мире работают четыре таких реактора. В Англии и во
Франции работают реакторы мощностью по 250 МВт. В СССР ус-
пешно работают две АЭС на быстрых нейтронах (350 МВт на Шев-
ченковской АЭС и 600 МВт .на Белоярской АЭС).
Необходимо иметь в виду, что определение длительности обес-
печения энергетики мира ядерпым топливом производится в расчете
на его использование в реакторах на быстрых нейтронах.
Важная особенность атомной энергетики — необходимость созда-
ния специальных предприятий по переработке -отработавших твэ-
лов (рис. 3.2).
Рис. 3.2 свидетельствует также о сложности расчета топливной
составляющей в себестоимости электроэнергии, вырабатываемой на
АЭС. Стоимость органического топлива, поступающего в топку па-
рового котла, учитывается в себестоимости электроэнергии на ТЭС.
Стоимость загруженного в реактор топлива не входит в себестои-
мость электроэнергии на АЭС, так как в активную зону загружа-
ется ядерное топливо по количеству, многократно превышающее
топливо, расходуемое на производство электроэнергии. Кроме того,
в стоимость загрузки активной зоны включаются и ее конструкци-
онные материалы. Органическое топливо, расходуемое па ТЭС, ма-
ло изменяется по своему составу. Состав же активной зоны изме-
няется непрерывно. В процессе работы реактора имеет место воеппо-
изводство горючего, т. с. образование из 238U нового горючего 239Ри.
Ядерное горючее не может быть использовано полностью. Так, в ре-
акторах ВВЭР 1 т выгружаемого топлива содержит 12 кг 235U и
более 5 кг 239Pli. В связи с энергетической ценностью выгружаемого
топлива необходима его переработка для дальнейшего повторного
использования.
Таким образом, коренное различие тепловой экономичности ТЭС
и АЭС заключается в том, что для ТЭС она зависит от реализации
27
в цикле теплоты всего сожженного органического топлива, непрерыв-
но поступающего в топку парового котла, а для АЭС — от реализа-
ции в цикле теплоты, выделившейся в процессе деления незначи-
тельной части ядерного горючего, загруженного в активную зону.
3.2. Упрощенные тепловые схемы АЭС
С точки зрения организации технологического процесса произ-
водства электроэнергии наибольшее значение для АЭС имеет клас-
сификация по числу контуров. В числе действующих имеются одно-
контурные, двухкоптуриыс и трехконтурные АЭС.
В системе любой АЭС различают теплоноситель и рабочее тело.
Рабочим телом, т. е. средой, совершающей работу, преобразуя теп-
ловую энергию в механическую, является водяной пар. Требования
к чистоте пара, поступающего па турбину, настолько высоки, что
они могут быть удовлетворены с экономически приемлемыми пока-
зателями только при конденсации всего пара и возврате конденсата
в цикл. Поэтому контур рабочего тела для любой тепловой элек-
тростанции всегда замкнут и добавочная вода поступает в него
лишь в небольших количествах для восполнения утечек и некоторых
других потерь конденсата.
Рис. 3.4. Классификация АЭС по числу контуров.
а — одноконтурные АЭС; б — двухконтурные; в — трехконтурные; 1 — реактор;
2 — паровая турбина; 3 — электрический генератор; 4 — конденсатор; 5 — пи-
тательный насос; 6 — циркуляционный насос; 7— парогенератор; 8 — компен-
сатор объема; S — промежуточный теплообменник.
Назначение теплоносителя на АЭС—отводить теплоту, выде-
лившуюся в реакторе. Для предотвращения отложений на тепловы-
деляющих элементах необходима высокая чистота теплоносителя.
Поэтому для него также необходим замкнутый контур, тем более
что теплоноситель реактора всегда радиоактивен.
Если контуры теплоносителя и рабочего тела не разделены,
АЭС называют одноконтурной (рис. 3.4,а). В реакторе происходит
парообразование, пар направляется в турбину, где производит ра-
боту, превращаемую в генераторе в электроэнергию. После конден-
сации всего пара в конденсаторе конденсат насосом подается сно-
ва в реактор. Такие реакторы работают с принудительной циркуля-
цией теплоносителя, для чего устанавливают главный циркуляци-
онный насос. '
В одноконтурных схемах все оборудование работает в ра-
диационно-активных условиях, что осложняет его эксплуатацию.
Однако большими преимуществами таких схем являются их про-
28
стота и большая экономичность по сравнению с двухконтурными,
так как параметры пара перед турбиной и в реакторе отличаются
лишь на значение потерь в 'паропроводах. По одноконтурной схе-
ме с реактором РБМК-1000 работают Ленинградская, Курская и
Чернобыльская АЭС СССР.
Если контуры теплоносителя и рабочего тела разделены, то
АЭС называют двухконтурной (рис. 3.4,6). Соответственно контур
теплоносителя называют первым, а контур рабочего тела — вторым.
В таких схемах реактор охлаждается теплоносителем, прокачивае-
мым через него и парогенератор главным циркуляционным насо-
сом. Образованный таким образом контур теплоносителя являет-
ся радиоактивным, но он включает в себя не все оборудование
станции, а лишь его часть. В систему первого контура вводится
компенсатор объема, так как объем теплоносителя зависит от его
температуры.
Пар из парогенератора двухконтурной АЭС поступает в турби-
ну, затем в конденсатор, а конденсат из него насосом возвращается
в парогенератор. Образованный таким образом второй контур
включает оборудование, работающее при отсутствии радиационной
активности; эго упрощает эксплуатацию станции. Таким образом,
на двухконтурной станции обязателен парогенератор — элемент, раз-
деляющий оба контура, поэтому он в равной степени принадлежит
как первому, так и вюрому. Передача теплоты через поверхность
нагрева требует перепада температур между теплоносителем и ки-
пящей водой в парогенераторе. Для водного теплоносителя это оз-
начает поддержание в первом контуре более высокого давления,
чем давление па,ра, подаваемого на турбину. Стремление избежать
закипания теплоносителя в реакторе приводит к необходимости
иметь в нервом контуре давление, существенно превышающее
давление во втором контуре.
По двухконтурной схеме работают Нововоронежская, Кольская,
Армянская, Ровенская АЭС, а также АЭС, построенные при содей-
ствии СССР в ГДР, НРБ, ЧССР и Финляндии.
В качестве теплоносителя в схеме АЭС, показанной на рис. 3.4,6,
могут быть использованы также и газы. Газовый геплоноептель
прокачивается через реактор п парогенератор газодувкой, играющей
ту же роль, что и главный циркуляционный насос, но в отличие от
водного для газовых теплоносителей давление в первом контуре мо-
жет быть не только выше, по и ниже, чем во втором.
Каждый из описанных двух типов АЭС имеет свои преимуще-
ства и недостатки. Поэтому пока идет развитие АЭС обоих типов.
Общим для них является то, что они работают с турбинами па на-
сыщенном паре средних давлений. Одноконтурные и двухконтур-
ные АЭС с водным теплоносителем являются наиболее распростра-
ненными (табл. 3.2). В основном в мире предпочтение отдается
двухконтурным АЭС. В СССР на долю одноконтурных АЭС с ка-
нальными реакторами и графитовым замедлителем приходится 8 из
14 млн. кВт установленной мощности.
В процессе эксплуатации возможно возникновение неплотностей
на отдельных участках парогенератора, особенно в местах вварки
парогснсраторных трубок в коллекторы или за счет коррозионных
повреждений. Если давление в первом контуре выше, чем во вто-
ром, то может возникнуть перетечка теплоносителя, вызывающая
радиоактивность второго контура. В определенных пределах такая
перетечка не нарушает нормальную эксплуатацию АЭС. Но сущест-
29
Таблица 3.2. Суммарные мощности, МВт, АЭС
капиталистических стран мира с реакторами на тепловых
[_нейтронах
Страна Корпусные реакторы, теплоноситель и за- медлитель —вода Канальные реакторы, тяжеловод- ный замед- литель Теплоноси- тель — углекисло- та; замед- литель — графит Прочие типы Всего
Двухкон- турные АЭС Однокон- турные АЭС
США 33 351 18 204 . 1142 52 697
Япония 7352 7993 — 166 165 15 676
Франция 8867 — — 2350 — И 217
ФРГ 5666 3535 — —— - 57 9258
Англия — —— — 8455 100 8555
Канада — — 5790 — — 5790
Швеция 860 3022 — — — 3882
Швейцария 1698 336 — — — 2034
Финляндия 440 1382 — — — 1822
Бельгия 1740 — — — — 1740
Италия 272 1022 — 210 — 1504
Тайвань — 1272 — — — 1272
Испания 160 460 — 500 — 1120
Бразилия 657 — — — — 657
Индия — 410 220 — — 630
Корея 595 — — — — 595
Голландия 477 54 — — — 531
Аргентина — — — — 340 340
Пакистан — — 137 — — 137
Итого 62 135 37 690 6147 И 681 1804 119 457
вуют теплоносители, интенсивно взаимодействующие с паром и во-
дой. Это может создать опасность выброса радиоактивных веществ
в обслуживаемые помещения. Таким теплоносителем является, на-
пример, жидкий натрий. Поэтому создают дополнительный (проме-
жуточный') контур, для того чтобы даже в аварийных ситуациях
можно было избежать контакта радиоактивного натрия с водой
или водяным паром. Такие АЭС называют трехконтурными
(рис. 3.4в).
Радиоактивный жидкометаллический теплоноситель насосом
прокачивается через реактор и промежуточный теплообменник, в ко-
тором отдает теплоту нерадиоактивному жидкометаллическому теп-
лоносителю. Последний прокачивается через парогенератор по си-
стеме, образующей промежуточный контур. Давление в промежу-
точном контуре поддерживается более высоким, чем в первом
контуре, поэтому перетечка радиоактивного натрия из первого
контура в промежуточный невозможна. В связи с этим при возник-
новении неплотности между промежуточным и вторым контурами
контакт воды или пара будет иметь место только с нерадиоактив-
пым натрием. Система второго контура для трехконтурной схемы
аналогична двухконтурпой схеме. Трехконтурные АЭС являются
наиболее дорогими из-за большого количества оборудования.
30
3.3. Баланс теплоты в схеме АЭС
Рассмотрим баланс теплоты для 1 кг пара в системе однокон-
турной АЭС, представленный на рис. 3.5,а. В активной зоне реакто-
ра выделяется количество теплоты ^а.з, кДж кг. При работе
насосов, перекачивающих конденсат, питательную и реакторную
воду, выделяется дополнительное количество теплоты (]п.и, ко-
торое передается рабочему телу. В реакторе имеет место небольшая
потеря теплоты в окружающую среду др. Из сказанного следует,
Рис. 3.5. Баланс теплоты в системе одноконтурной АЭС (а) и в си-
стеме ТЭС (б).
что энтальпия пара, кДж/кг, поступающего на турбину, состав-
ляет /гп = <7а.з-р7п.н—Из этого количества теплоты небольшие
количества затрачиваются на тепловые потери в трубопроводах qTp,
механические потери в турбине qMex и потери в электрическом ге-
нераторе 7г. Кроме того, отработавший в турбине пар должен быть
сконденсирован, для чего в конденсаторе отводится значительное
31
количество теплоты qK, кДж/кг. Из рис. 3.5,а видно, что количество
теплоты <7эл, кДж/кг, эквивалентное количеству произведенной
электроэнергии, существенно меньше, чем дк. Именно в большом
значении qK, свойственном водяному пару, и заключается причина
относительно низкой тепловой экономичности АЭС с водным теп-
лоносителем — 29—33%.
Сравним тепловые балансы АЭС (рис. 3.5,о) и ТЭС (рис. 3.5,6).
Для ТЭС теплота выделяется при сжигании органического топлива
в топке парового котла «/топ- Потери теплоты в котельной установ-
ке </к.у больше, чем в реакторной, так как они связаны пе только
с потерей теплоты в окружающую среду, но также с некоторым
недожогом топлива и, главное, выбросом в атмосферу продуктов
горения с относительно высокой температурой. Таким образом, эн-
тальпия пара, кДж/кг, перед турбиной ТЭС
Йп = «7топ~г«7п.н~"«7к.у • (3.2)
На ТЭС используется перегретый пар высоких, часто сверхвы-
соких критических параметров. Поэтому в расчете па 1 кг пара на
ТЭС значение «/топ больше, чем да.3, отвечающее насыщенному пару
средних давлений. Это означает большую тепловую экономичность
ТЭС по сравнению с АЭС, т. е. «/^7ЭС> так как отвод теп-
лоты в конденсаторе «?к практически не зависит от начальных па-
раметров пара. Термическая экономичность современных ТЭС пре-
вышает 40'% за счет более высоких значений энтальпий пара перед
турбиной.
Аналогично может быть представлен тепловой баланс для двух-
контурной АЭС. Различие будет заключаться в дополнительной по-
тере теплоты в окружающую среду парогенератором и увеличенной
потере теплоты более разветвленными трубопроводами. Эго озна-
чает, что тепловая экономичность двухконтурной АЭС всегда не-
сколько ниже, чем одноконтурной.
Так как для АЭС с жидкометаллическим теплоносителем не
существует ограничений по параметрам пара, термические эффек-
тивности ТЭС и трехконтурных АЭС могут быть практически оди-
наковыми.
3.4. Современное состояние атомной энергетики
За короткий срок атомная энергетика превратилась в развитую
отрасль промышленности. Ее становление дало человечеству новые
энергетические ресурсы и сняло опасность «энергетического голода»
в ближайшее столетие. Общее состояние атомной энергетики разви-
тых капиталистических стран показано в приведенной ранее
табл. 3.2. К проектированию АЭС приступили и многие развиваю-
щиеся страны.
Советский Союз занимает по установленной мощности АЭС
четвертое место в мире. В текущей, 11-й пятилетке в СССР пред-
стоит в соответствии с решениями XXVI съезда КПСС довести го-
довую выработку на АЭС до 220—225 млрд. кВт-ч. Это будет
обеспечено в значительной степени за счет ввода в 11-й пятилетке
новых мощностей на АЭС в размере 24—25 млн. кВт, а в ближай-
шие 12—15 лет суммарная установленная мощность АЭС СССР
должна возрасти до 100 млн. кВт.
32
Достижения СССР в атомной энергетике могут быть показаны
на следующих примерах:
1. Ленинградская АЭС имеет мощность 4 млн. кВт (4 реактора
по 1 млн. кВт) и является одной из самых крупных АЭС мира.
2. Атомные электрические станции СССР имеют высокий коэф-
фициент использования установленной мощности. В среднем для
АЭС СССР цУст=0,65д-0,75. Для Нововоронежской и Кольской
АЭС этот коэффициент еще выше В США коэффициент использо-
вания установленной мощности составляет 0,6, а для АЭС Японии,
Франции и Англии — менее 0,6.
3. Себестоимость вырабатываемой на АЭС электроэнергии в на-
стоящее время меньше, чем на ТЭС па органическом топливе. Так,
для европейской части СССР, где расположены и будут распола-
гаться в основном АЭС, себестоимость 1 кВт-ч для АЭС в среднем
составляет 0,77 коп/(кВт-ч), а для ТЭС1—0,9 коп/(кВт-ч). Для
Нововоронежской АЭС этот показатель достиг 0,62 коп/(кВт-ч).
Приведенные данные свидетельствуют о больших достижениях
и преимуществах атомной энергетики:
1. Существенное увеличение топливно-энергетических ресурсов
за счет включения в них ядерного топлива.
2. Возможность использования органических топлив в качестве
сырья для различных отраслей промышленности, в частности хими-
ческой и металлургической.
3. Размещение АЭС там, где это необходимо по условиям раз-
вития промышленности, а не вблизи мест добычи, как это имеет
место для тепловых электростанций на органическом топливе. Это
объясняется высокой тепловой ценностью ядерного топлива2 * * *, сни-
жающей расходы на его транспортировку к месту расположения
электростанции.
4. Высокая чистота воздушного бассейна, в том числе и по дол-
гоживущим радиоактивным изотопам, так как на АЭС нет выбро-
сов в атмосферу радия, урана, тория и золовой пыли, а также окис-
лов азота, серы и углерода; пет также расходования кислорода на
процесс «горения» топлива.
Естественно, что атомная энергетика имеет еще и не решенные
полностью проблемы. К их числу относятся:
1. Необходимость создания специальной отрасли промышленно-
сти для переработки отработавших ТВС.
2. Вовлечение в качестве ядерного топлива обедненного урана,
количество которого к концу века составит не менее 1 млн. т. Это
требует развития АЭС с реакторами па быстрых нейтронах. Приме-
няемый в настоящее время в качестве теплоносителя жидкий нат-
рий создает определенные сложности в эксплуатации. Необходимо
изыскание более приемлемых теплоносителей.
3. Значительная стоимость сооружения АЭС, отнесенная к ее
мощности, т. е. стоимость установленного киловатта мощности, для
АЭС с реакторами на тепловых нейтронах превышает этот показа-
1 Для ТЭС в среднем по всей территории СССР, включая ТЭС
на дешевых канско-ачинскпх н экибастузских углях, себестоимость
электроэнергии несколько меньше и составляет 0,75 коп/(кВт-ч).
2 Количество теплоты, выделяемой при делении 1 кг 235U, превы-
шает количество теплоты, получаемой при сжигании 1 кг пефти,
в 2-106 раз. Для получения электроэнергии в количестве 1 МВт-сут
достаточно энергии деления 1 г 235U.
3—92 33
тель для ТЭС в 1,5 раза, а для АЭС с реакторами на быстрых ней-
тронах — еще более — в 2 раза.
К концу века это различие, по-видимому, уменьшится за счет
совершенствования проектов АЭС и увеличения стоимости сооруже-
ния ТЭС в связи с включением в их проекты сооружений по защи-
те окружающей среды, особенно в условиях сжигания многозоль-
ных, низкокачественных топлив.
4. Совершенствование захоронения жидких радиоактивных от-
ходов (ЖРО), неизбежно образующихся в процессе эксплуатации
АЭС.
5. Более сложное проведение ремонтных работ в связи с ра-
диоактивностью оборудования.
6. Относительно большие по сравнению е ТЭС отводы теплоты
к охлаждающей воде конденсаторов.
7. Срок службы АЭС принят равным 30 годам. По прошествии
этого срока встанет проблема замены оборудования новым, что бу-
дет осложняться радиоактивностью реакторного оборудования и
потребует как разработки специальных мероприятий, так и, прежде
всего, определенной временной выдержки оборудования для спада
его радиоактивности.
8. Временно существующая в настоящее время необходимость
участия АЭС в регулировании нагрузки. АЭС всегда работают
в ЭС ’. Большие, чем па тепловые электростанции, капитальные за-
траты на АЭС и малая топливная составляющая себестоимости
электроэнергии делают экономически целесообразным использование
их в режиме «базовой» нагрузки.
Необходимость участия АЭС в регулировании нагрузки возник-
ла в связи с неприспособленностью к работе в условиях глубокой
разгрузки современных прямоточных
энергоблоков сверхкритических парамет-
ров, являющихся основой развития ТЭС.
Действующие в настоящее время АЭС
легко справляются с участием в регули-
ровании нагрузки, по в связи с нежела-
тельностью такого режима для АЭС в
настоящее время решаются задачи: а)
приспособления энергоблоков ТЭС сверх-
критичсских параметров к несению ча-
стичных нагрузок; б) реконструкции ря-
да ТЭС с барабанными паровыми кот-
лами для их работы в пиковом и полу-
пиковом режимах; в) сооружения в от-
дельных ЭС гидроаккумулирующих элек-
тростанций; г) создания специальных
маневренных энергоблоков с барабанны-
ми котлами мощностью по 500 МВт для
установки па новых ТЭС. С учетом этих
обстоятельств на рис. 3.6 показаны воз-
можности покрытия графика электриче-
ских нагрузок в перспективе для евро-
пейской части СССР.
Примером наиболее правильного
использования АЭС в ЭС может
Рис. 3.6. Суточный гра-
фик электрической на-
грузки европейской ча-
сти СССР на ближай-
шую перспективу и воз-
можности его покрытия.
1 — дальняя электропереда-
ча от мощных ГЭС и ТЭС
о востока; 2—АЭС; 3 —
ТЭС и ТЭЦ; 4 — регулирую-
щие электростанции.
1 Исключением является Билибинская
АТЭЦ на Чукотке.
34
И
служить сооружаемый Южно-Украинский энергетический ком-
плекс общей мощностью более 6 млн. кВт. В его состав входят
Южно-Украинская АЭС мощностью 4 млн. кВт, Ташлыкская ГЭС
мощностью 1,8 млн. кВт с большим водохранилищем (используе-
мым также и для целей охлаждения циркуляционной воды конден-
саторов) и Константиновская ГАЭС мощностью 0,38 млн. кВт.
В этих условиях будет полностью обеспечена работа Южно-Укра-
инской АЭС в базовом режиме.
Дальнейшее развитие атомной энергетики СССР предполагает
увеличение мощностей на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах
и длительную их совместную работу с АЭС с реакторами на теп-
ловых нейтронах.
Вопросы и задания для самопроверки. 1. Каковы основные ти-
пы электростанций на ядерном топливе?
2. Сравните количество урана, получаемого в результате обо-
гащения, с количеством отвального урана. Как можно использовать
обедненный уран?
3. Нарисуйте упрощенные тепловые схемы одноконтурных,
двухконтурных и трехконтурных АЭС. Опишите состав каждой из
них, сопоставьте их между собой и укажите области применения
каждой из них.
4. Сравните баланс теплоты для ТЭС и для одноконтурной
АЭС.
5. Каковы основные достижения отечественной атомной энер-
гетики и задачи се дальнейшего развития?
6. В чем основные преимущества АЭС?
7. Каковы проблемы и недостатки АЭС?
8. Целесообразно ли участие АЭС в регулировании электриче-
ской нагрузки в ЭС?
3*
35
Часть вторая
ОСНОВНОЙ КУРС
Глава четвертая
ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ПАРА НА АЭС
С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
4.1. Термодинамические циклы паротурбинных установок
АЭС в Т, s-диаграмме
Тепловая экономичность процесса превращения теп-
плоты в механическую работу зависит от параметров
термодинамического цикла. Напомним основные необхо-
димые сведения из курса термодинамики:
1. Наивысшее значение термического КПД имеет
цикл Карно, состоящий из двух изотерм и двух изо-
энтроп (адиабат). Термический КПД цикла Карно тем
выше, чем больше начальная (7\, К) и меньше конеч-
ная (Д, К) температуры цикла:
Лу--2 = 1- (4-1)
2. Свойства водяного пара таковы, что в результате
изоэнтропного сжатия невозможно осуществить подогрев
воды до уровня наивысшей температуры цикла; в связи
с этим идеальным термодинамическим циклом тепловой
электростанции является не цикл Карно, а цикл Ренки-
па, в котором повышение давления до рабочего и увели-
чение энтальпии воды до значения, отвечающего темпе-
ратуре насыщения, происходят последовательно.
3. Термический КПД идеального цикла Ренкипа тц
меньше, чем цикла Карно, т. е.
Ч (4-2)
4. Для цикла Ренкипа на перегретом паре, как и для
цикла Карно, термический КПД тем выше, чем больше
начальная температура пара.
5. Для цикла Ренкипа на насыщенном паре зависи-
мость термического КПД от начальной температуры па-
ра неоднозначна, так как для насыщенного пара это
одновременно и зависимость от начального давления
пара.
36
В данной главе рассмотрим только идеальные, т. е.
обратимые, циклы.
Анализ термодинамических циклов удобно проводить
с использованием 7", s-диаграммы. Далее (см. § 4.2) бу-
дет показано, что конечное давление цикла изменяется
незначительно. Поэтому в данном параграфе оно прини-
мается постоянным и равным 0,005 МПа (рис. 4.1 и 4.2).
Рис. 4.1. Т, s-днаграмма для АЭС с турбиной на перегретом паре
высокого давления.
На рис. 4.1 представлена Т, s-диаграмма водяного
пара. Для начальной температуры 510сС пунктирными
линиями нанесен идеальный цикл Карно. Количества
теплоты для этого цикла характеризуются площадями:
для горячего источника — а"бдд"; для холодного источ-
ника— а"ад'д"\ для превращенной в работу — абдд'.
Соответственно КПД цикла Карно т]кг составит отноше-
ние площадей абдд' и а"бдд".
Идеальный цикл Репкина для начальной температу-
ры 510°С, означающий для водяного пара работу на пе-
37
регретом паре, на рис. 4.1 нанесен сплошными линиями
для давления 10 МПа (без учета регенерации). Отдель-
ные процессы этого цикла отвечают: аа'— повышению
давления воды до рабочего, а'в — повышению темпера-
туры воды до рабочей; вг— парообразованию; гд— пе-
регреву пара; дд'— расширению пара; д'а — отводу теп-
лоты в холодном источнике. Процесс аа' происходит
в насосе; процессы а'в, вг и гд — в реакторе одноконтур-
Рис. 4.2. Сопоставление циклов на перегретом и насыщенном паре
для одинаковых начальных температур пара.
ной АЭС (или в парогенераторе двухконтурной АЭС);
процесс дд' — в турбине и д'а — в конденсаторе. Коли-
чества теплоты для этого цикла характеризуются пло-
щадями: для горячего источника — а"а'вгдд", для холод-
ного источника — а"ад'д'', для превращенной в работу—
аа'вгдд'. Соответственно КПД идеального цикла Ренки-
на на перегретом паре составит отношение площадей
аа'вгдд' и а"а'вгдд".
Сопоставление идеальных циклов Карно и Ренкипа
для начальной температуры 510°С подтверждает ска-
занное о меньшем КПД цикла Ренкипа в сравнении
38
с циклом Карно. Действительно, количества теплоты,
отводимой в холодном источнике, для обоих циклов рав-
ны, а количества теплоты, превращаемой в работу, су-
щественно различны.
По рис. 4.1 можно представить себе и идеальный
цикл АЭС на насыщенном паре, например, для того
же давления 10 МПа, что и для цикла перегретого пара.
Количества теплоты для этого цикла характеризуются
площадями: для горячего источника — а"а'вгг", для хо-
лодного источника — а"аг'г", для превращенной в рабо-
ту — аа'вгг'. Соответственно КПД идеального цикла
Ренкипа на насыщенном паре составит отношение пло-
щадей аа'вгг' и а"а'вгг".
Из сопоставления идеальных циклов Ренкина для
перегретого и насыщенного пара по рис. 4.1 видны пре-
имущества перегретого пара перед насыщенным при
равных давлениях (10 МПа). Действительно, за счет
перегрева получается дополнительная работа, характе-
ризуемая площадью г'гдд', которая больше, чем допол-
нительный отвод теплоты в холодном источнике (пло-
щадь г'г'д’д"}.
Более высокая тепловая экономичность приводит
к меньшему расходу пара, что имеет и самостоятельное
значение — облегчение конструирования и удешевление
всего оборудования АЭС.
Перегретый пар всегда повышает тепловую эконо-
мичность, если сопоставлять его работу с насыщенным
паром того же давления. Если же введение перегрева
способствует снижению давления пара, то насыщенный
пар оказывается более выгодным. Рассмотрим, почему
введение перегрева для АЭС может вызвать снижение
давления пара.
Для ТЭС на органическом топливе температуры теп-
лоносителя (продукты сгорания) высокие— 1000 °C и
выше. Поэтому нет ограничений для перегрева пара, ко-
торый выбирается из технико-экономических соображе-
ний по условиям применяемых сталей для пароперегре-
вателя. Для АЭС с водным теплоносителем температура
последнего ограничена. На рис. 4.2 показаны циклы
перегретого и насыщенного пара для случая, когда
температура пара составляет 254°С (параметры пара
для энергоблока ВВЭР-440). Для перегретого пара с
этой температурой давление отвечает температуре на-
сыщения по линии бг, а не по линии б'в. На рис. 4.2
39
отчетливо видно снижение КПД при переходе ог насы-
щенного пара к перегретому при одном и том же значе-
нии начальной температуры. В самом деле, выигрыш
в работе на перегретом паре, составляющий площадь
в'гдд'в", не только меньше теряемой в связи со сниже-
нием давления работой по площади бб'вв', но и вызыва-
ет дополнительный отвод теплоты в холодном источпи-
Рис. 4.3. Идеальный термодинамический цикл, реализуемый в совре-
менных паротурбинных установках АЭС с водным теплоносителем,
без учета регенеративного подогрева питательной воды.
ке — площадь в"гв"д'д". Таким образом, если начальная
температура цикла ограничена и отвечает докритиче-
ским давлениям водяного пара, то цикл насыщенного
пара обладает более высокой тепловой экономичностью,
чем цикл перегретого пара для той же начальной тем-
пературы.
Атомные электрические станции на насыщенном па-
ре не могут полностью использовать цикл, показанный
на рис. 4.2. В процессе расширения насыщенного пара
в турбине его влажность непрерывно увеличивается1 и
1 Напомним, чго область между пограничными кривыми в Т, ь-
диаграмме воды и водяного пара отвечает пароводяной смеси.
40
достигает значений, не допустимых по условиям эрози-
онного износа проточной части турбины. В связи с этим
идеальный цикл для АЭС с водным теплоносителем
(рис. 4.3) включает в себя промежуточную сепарацию:
влажный пар из головного цилиндра турбины отводится
в специальный сепаратор и осушается в нем — линия
гд — при постоянном давлении (температуре). При этом
возникает возможность осуществления еще и промежу-
точного перегрева осушенного пара за счет конденсации
части пара начальных параметров, что позволяет и в по-
следних ступенях турбины обеспечить допустимую влаж-
ность пара даже при глубоком расширении. Перегрев
осуществляется в поверхностном теплообменнике, в свя-
зи с чем конечная температура промежуточного перегре-
ва будет меньше начальной температуры греющего све-
жего пара на значение температурного напора kt
(рис. 4.3).
Из рис. 4.3 видно, что промежуточный перегрев уве-
личивает также полезную работу цикла (па величину
площади д'дее'). Термический КПД такого цикла равен
отношению площадей аа'бвгдее' и а"а'бвгдее", т. е. он
несколько меньше, чем при отсутствии промежуточных
сепарации и перегрева пара на рис. 4.2. Однако выше
было показано, что осуществление такого цикла при дав-
лении в холодном источнике 0,005 МПа невозможно.
Поэтому такое сопоставление неправомерно. Циклы
с сепарацией и промежуточным перегревом надо сопо-
ставлять с циклом при их отсутствии при равных конеч-
ных влажностях. Тогда цикл без сепарации будет иметь
давление в холодном источнике намного выше0,005 МПа.
Из рис. 4.3 видно, что полезная, работа при этом будет
равна площади б'бвг, отвод в холодном источнике —
площади б"б'гг", а термический КПД такого цикла бу-
дет отвечать отношению площадей б'бвг и б"б'бвг", т. е.
будет существенно ниже, чем при промежуточной сепа-
рации. 14з рис. 4.3 следует, что это будет так, даже не-
смотря па некоторое увеличение отвода теплоты в хо-
лодном источнике для цикла с промежуточной сепара-
цией. Поэтому промежуточная сепарация пара, позво-
ляющая глубже расширять пар в турбине, на современ-
ных АЭС с водным теплоносителем обязательна.
Промежуточный перегрев пара, изображенный на
рис. 4.3, дополнительно увеличивает полезную работу
на значение площади д'дее'. Несмотря на то что она
41
меньше площади д"д'е'е", равной увеличению отвода
теплоты в холодном источнике, с введением промежу-
точного перегрева будет дополнительно повышаться теп-
ловая экономичность цикла. Это вызывается относитель-
но большим влиянием площади д'дее' на значение по-
лезной работы, чем площади д"д'е'е" на значение от-
вода теплоты в холодном источнике, что объясняется
превышением площади а"ае'е" над площадью аа'бвгдее'.
В связи с этим промежуточный перегрев пара также
признается обязательным.
0,4 1,8 32 4,6 6,0
Рис. 4.4. Сопоставление идеальных термодинамических циклов насы-
щенного пара при наличии и отсутствии регенеративного подогрева
питательной воды.
Все циклы рассматривались при отсутствии регене-
ративного подогрева питательной воды. В таких усло-
виях значителен бесполезный отвод теплоты в холодном
источнике. Известно, что одним из главных недостатков
водяного пара является большая теплота парообразова-
ния (или, что то же, теплота конденсации) при низких
давлениях, выбираемых на выходе из проточной части
42
турбины (см. § 4.2). Между тем часть этой теплоты
могла бы быть использована для подогрева питательной
воды перед ее поступлением в парогенерирующую уста-
новку (парогенератор двухконтурной АЭС или реактор
одноконтурной АЭС) в специальных регенеративных по-
догревателях. Для осуществления этого регенеративного
подогрева питательной воды влажный пар из ступеней
турбины может отводиться для частичной конденсации
в регенеративных подогревателях и затем возвращаться
в турбину для дальнейшего производства работы в пей.
Такой идеальный цикл представлен для насыщенного
пара на рис. 4.4 в сопоставлении с аналогичным циклом
при отсутствии регенеративного подогрева. Анализ сви-
детельствует об уменьшении отвода теплоты в холодном
источнике (па значение площади г"г'в'в") при регенера-
тивном подогреве, при этом уменьшается и полезная ра-
бота (на значение площади г'гв'). Но сравнение вели-
чин этих площадей свидетельствует о повышении терми-
ческого КПД цикла, который отвечает отношению пло-
щадей аа'бвгг' и а"а'бвгг'г". Смысл регенеративного
подогрева питательной воды может быть пояснен и не-
сколько иначе, а именно: из рис. 4.4 видно, что для по-
догрева воды от точки а' до точки б' используется не
теплота, выделяемая в реакторе, а теплота частичной
конденсации пара, работающего в турбине. За счет теп-
лоты, выделяемой в реакторе, будут осуществляться
процессы по линиям б'б и бв. Таким образом, температу-
ра воды после регенеративного подогрева, т. е. в точке
б', всегда будет, во-первых, существенно меньше темпе-
ратуры насыщенного пара (температуры кипения воды)
и, во-вторых, несколько меньше температуры, характер-
ной для точки г, в связи с необходимостью иметь темпе-
ратурный напор А/ в обычно применяемых поверхност-
ных регенеративных подогревателях.
Значительное и легко достижимое увеличение терми-
ческого КПД при использовании регенеративного подо-
грева питательной воды привело к обязательному его
использованию во всех паротурбинных установках, в том
числе и на АЭС.
4.2. Выбор начальных и конечных параметров
пара для паротурбинных установок
На рис. 4.3 представлен цикл для АЭС с ВВЭР-440,
т. е. для началъной температуры насыщенного пара
43
254°С, которая отвечает давлению перед турбиной
4,4 МПа. Принципиально такой же цикл характерен и
для АЭС с ВВЭР-1000, РБМК-ЮОО и РБМК-1500. Одна-
ко начальное давление для них несколько выше, что
повышает термический КПД цикла. Рассмотрим при-
чины, ограничивающие начальное давление (температу-
ру). Для цикла насыщенного пара зависимость термиче-
ского КПД от давления представлена на рис. 4.5. Тепло-
физические свойства водяного пара таковы, что эта за-
висимость неоднозначна. Так, из рис. 4.5 видно, что при
Рис. 4.5. Термический КПД
цикла для турбины на насы-
щенном паре в зависимости от
начального давления.
Увеличение давления
создает
увеличении начального дав-
ления на 2,5 МПа в интер-
вале от 7,5 до 10,0 МПа гц
увеличивается примерно на
1,4%, а в интервале от 10,0
до 12.5 МПа—только на
0,6%. При дальнейшем по-
вышении давления гр снача-
ла сохраняется неизменным,
а далее даже уменьшается,
причем для давления 7.0 и
22,0 МПа КПД одинаковы.
определенные трудности
в создании и эксплуатации оборудования. Поэтому на
это следует идти, только если выигрыш в тепловой эко-
номичности будет столь значительным, что он оправдает
повышенные затраты па оборудование. С этой точки
зрения давление перед турбиной следовало бы выбирать
около 10,0 МПа. Однако при этом для обеспечения до-
пустимых влажностей в последних ступенях турбины
придется осуществлять не однократные, а двукратные
сепарацию и промежуточный перегрев пара, что очень
усложнит турбинную установку. Но есть и более сущест-
венные соображения по ограничению температуры (дав-
ления) насыщенного пара перед турбиной. Рассмотрим
их раздельно для АЭС с РБМК и для АЭС с ВВЭР.
Канальные реакторы типа РБМК работают в соста-
ве одноконтурной АЭС. Технологические каналы и обо-
лочки твэлов выполняются из циркониевых сплавов. Со-
временные циркониевые сплавы, применяемые как
в СССР, так и за рубежом, надежно работают при тем-
пературах сплавов до 350°С. Поэтому можно было бы
принять давление в реакторе около 10 МПа. Но в ка-
нальном реакторе с графитовым замедлителем стенка
44
технологического канала находится под перепадом дав-
ления, поэтому увеличение давления в реакторе выше
7 МПа приводит к росту толщины стенки капала и, сле-
довательно, ухудшает баланс нейтронов. Поэтому дав-
ление в реакторе ограничивают 7 МПа, что отвечает
температуре теплоносителя (пароводяной смеси) 285°С.
Соответственно давление перед турбиной составит
6,5 МПа, при котором достаточны однократные сепара-
ция и промежуточный перегрев.
Корпусные реакторы типа ВВЭР работают в составе
двухконтурной АЭС. Температура теплоносителя для та-
ких реакторов должна быть ниже температуры кипения.
Предельное давление, па которое в мировой и отечест-
венной практике могут изготавливаться корпуса реакто-
ров, составляет в настоящее время 16,0 МПа *. С учетом
недогрева до кипения температура теплоносителя на вы-
ходе из реактора должна составлять 320—325°С. В кор-
пусном реакторе типа ВВЭР гвэлы объединены в кассе-
ты, выполняемые из циркониевых сплавов. Стенки кас-
сет не испытывают перепада давления, как технологи-
ческие каналы реакторов типа РБМК. Поэтому толщина
циркониевых кассет может быть малой. В связи с этим
температура теплоносителя (воды сдавлением 16,0МПа)
после реактора может быть принята равной указанной
выше — 320—325°С. После парогенератора, в котором
производится насыщенный пар, идущий на турбину, тем-
пература теплоносителя уменьшается примерно на 30°С и
составляет примерно 290°С. Теплопередача через поверх-
ность нагрева парогенератора требует определенного пе-
репада температур между теплоносителем на выходе из
парогенератора и кипящей водой в его объеме. При зна-
чении этого температурного перепада, принимаемого око-
ло 10°С, температура насыщенного пара на выходе из
парогенератора составит около 280°С, а давление в нем
6,5 МПа. Соответственно давление насыщенного пара
перед турбиной составляет 6 МПа.
Таким образом, для обоих типов АЭС с водным теп-
лоносителем современные паротурбинные установки ра-
ботают на насыщенном паре средних давлений. В срав-
* Напомним, что высокие давления насыщенного пара при отно-
сительно невысоких температурах кипения являются еще одним не-
достатком водяного пара. Наиболее ярко это видно по критическим
параметрам водяного пара: ркр=22,4 МПа,. 374,1°С.
45
нении с современными энергоблоками ТЭС, работающи-
ми па паре сверхкритических параметров, это означает,
что современные АЭС с водным теплоносителем имеют
термический КПД, примерно в 1,5 раза меньший, и со-
ответственно примерно в 1,5 раза большие удельный
расход пара, кг/(кВт-ч), и удельный расход теплоты.
Эти обстоятельства существенно влияют на конструкции
основного оборудования АЭС.
Стремясь улучшить эти показатели, конструкторы и
проектировщики работают над реализацией возможно-
сти работы АЭС с водным теплоносителем на перегре-
том паре, температура которого могла бы выбираться
независимо от давления пара. Такие условия для водно-
го теплоносителя реализуемы только в канальных реак-
торах с использованием ядерного перегрева пара типа
реакторов I и II блоков Белоярской АЭС. Как известно,
в этих реакторах парообразование происходит в испа-
рительных каналах, а перегрев пара — в отдельных пе-
регревательных каналах. Однако высокие температуры
пара (510°С — см. рис. 4.1) и, тем более, оболочек твэ-
лов перегревательных каналов потребовали применения
для них аустенитной нержавеющей стали, что в сравне-
нии с циркониевыми сплавами создавало неблагоприят-
ный баланс нейтронов и потребовало большего обогаще-
ния ядерного горючего по 235U. В результате, несмотря
на повышение тепловой экономичности, общая экономи-
ческая эффективность БАЭС оказалась ниже, чем АЭС,
работающих на насыщенном паре.
Некоторый перегрев пара можно обеспечить и в па-
рогенераторах двухконтурной АЭС. Однако если не до-
пускать при этом снижения начального давления, то зна-
чение этого перегрева будет невелико и не даст ощути-
мого влияния на тепловую экономичность.
Выше рассматривался вопрос о выборе начальных
параметров пара в условиях одинаковых конечных па-
раметров пара. Но из рис. 4.1—4.4 видно, что па тепло-
вую экономичность паротурбинной установки влияют не
только начальные, но и конечные параметры пара: чем
ниже давление за турбиной (давление в конденсаторе),
тем больше производимая работа и больше термический
КПД установки. С учетом этого обстоятельства для со-
временных энергоблоков ТЭС сверхкритических пара-
метров на органических топливах расчетное давление
в конденсаторе принимается около 0,0035 МПа.
46
Из рис. 4.6 видно, что при переходе от давления
в конденсаторе 0,0035 к 0,0045 МПа снижается термиче-
ский КПД примерно на 1,5%, но одновременно
(рис. 4.7) почти в 1,3 раза уменьшается удельный объем
пара — от 40,2 до 31,7 м3/кг. Увеличение удельного объе-
ма пара при одном и том же массовом расходе требует
соответствующего роста проходных сечений последних
ступеней турбины. Если же учесть упомянутый выше по-
Рис. 4.6. Изменение термического КПД паротурбинной установки
в зависимости от вакуума (при неизменных начальных параметрах
пара).
Рис. 4.7. Изменение удельного объема насыщенного пара в зависи-
мости от давления пара в конденсаторе.
вышеппый расход пара на турбинах насыщенного пара,
то станет очевидной практическая невозможность созда-
ния мощных турбин насыщенного пара с конечным дав-
лением 0,0035 МПа. Поэтому, несмотря на некоторое
снижение тепловой экономичности, конечное давление
пара принимается не ниже 0,0040 МПа, а для мощных
турбин предпочтительнее 0,0045 МПа. Конкретный вы-
бор конечного давления пара связан с частотой враще-
ния турбины — 50 или 25 с-1, причем для быстроходных
турбин окружные скорости выше и допустимая влаж-
ность поэтому меньше.
Вопросы и задания для самопроверки. 1. Сравните между собой
идеальные циклы Репкина для перегретого и насыщенного пара
для одинаковых начальных давлений. Тепловая экономичность ка-
кого цикла выше? Сделайте то же для одинаковых начальных тем-
ператур пара.
2. Зачем применяются промежуточные сепарация и перегрев
пара для циклов на насыщенном паре?
47
3. Почему тепловая экономичность цикла с регенеративным по-
догревом выше, чем без него?
4. Исходя из каких соображений выбираются начальные дав-
ления перед турбинами насыщенного пара, работающими в составе
одноконтурных АЭС и в составе двухконтурных АЭС?
5. Что ограничивает конечные давления паротурбинного цикла
АЭС при работе на насыщенном паре?
Глава пятая
ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ
И ОБЩЕЙ ЭКОНОМИЧНОСТИ АТОМНЫХ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
5.1. Реальные процессы в паротурбинных установках
АЭС и показатели их тепловой экономичности
В гл. 4 рассматривались обратимые идеальные цик-
лы. В действительности все процессы, составляющие
циклы паротурбинных установок АЭС, протекают с по-
терями, снижающими тепловую экономичность. В гл. 4
циклы АЭС были представлены в 7’, s-диаграмме, при
этом анализ циклов получается наиболее наглядным.
Однако для изучения реальных процессов и тем более
для тепловых расчетов элементов АЭС использование
Т, s-диаграммы слишком трудоемко, так как определе-
ния количеств теплоты требуют планиметрирования пло-
щадей. Более удобным является использование A, s-
диаграммы, в которой по оси ординат откладываются
значения энтальпий.
Тепловые расчеты реакторных и парогенераторных
установок достаточно просты и производятся с исполь-
зованием только термодинамических таблиц воды и во-
дяного пара. Наиболее трудоемок и наиболее важен
тепловой расчет паротурбинной установки. Рабочим те-
лом для пее является только пар (перегретый, насы-
щенный, влажный). Поэтому А, s-диаграмма, необходи-
мая для расчетов турбины, дается лишь для водяного
паоа с изображением на ней только верхней погранич-
ной кривой, отвечающей состоянию сухого насыщенного
пара (степень сухости х=1). Выше этой кривой распо-
лагается область перегретого пара. Так как его пара-
метрами являются температура и давление, то па h, s-
диаграмме для этой области изображаются изобары и
48
изотермы. Ниже кривой, отвечающей х=1, располагает-
ся область влажного пара. Так как его параметрами
являются степень сухости и давление, то на h, s-диаграм-
ме для этой области изображаются изобары и кривые
Рис. 5.1. Идеальный и реальный процессы в паротурбинной установ-
ке на насыщенном паре в /г, s-диаграмме без промежуточных сепа-
рации и пароперегрева.
постоянных сухостей. С учетом сказанного выше на
рис. 5.1 представлена /?, s-диаграмма водяного пара
в пределах давлений, температур и влажностей \ харак-
терных для АЭС с водным теплоносителем. Обращает на
себя внимание наличие наибольших значений этальпий
1 На рис. 5.1 не приведены изохоры, обычно изображаемые на
h, s-диаграмме, так как эти зависимости не используются в расчетах
тепловой экономичности тлрбин АЭС.
4—92 49
насыщенного пара в области давлений 2,5—3,6 МПа,
что связано с определенными теплофизическими свойст-
вами водяного пара.
Рассмотрим на рис. 5.1 значения энтальпий в разных
точках идеального цикла насыщенного пара, приведен-
ного на рис. 4.2. В процессе идеального цикла в турбине
происходит адиабатное расширение пара от начального
давления перед турбиной р0 до давления в конденсато-
ре рк. При этом энтальпия пара уменьшается о г ее зна-
чения перед турбиной /г0 (в точке в) до энтальпии влаж-
ного пара перед конденсатором hK_a в точке в". Разность
этих энтальпий называется располагаемым или адиа-
батным теплоперепадом, т. е.
Ha=ho-hK.a. (5.1)
Она может быть также названа удельной распола-
гаемой внутренней работой идеального цикла, т. е.
(5.2)
В холодном источнике происходит конденсация отра-
ботавшего пара. Энтальпия конденсата в точке а равна
энтальпии воды при температуре насыщения для дав-
ления в конденсаторе, т. е. /г'к- В процессе адиабатного
повышения давления в насосе (в одном или, как обычно,
в двух последовательных — конденсатном и питатель-
ном) до рабочего энтальпия конденсата увеличивается
до значения Лк.н.а в точке а'. Соответственно адиабатный
теплоперепад в насосе составляет
//а.и=^к.н.а h к, (5.3)
который равен удельной внутренней работе насоса
‘fc’a.n—^а.п- (5.4)
В процессе изобарного подвода теплоты конденсат
превращается в сухой насыщенный пар в точке в цикла
и энтальпия пара возрастает до ho. Разность энтальпий
ho и Лк.н.а называется удельной располагаемой теплотой
турбины qo:
qo=ho—Йк.гг.а- (*Э-5)
Отношение адиабатного теплоперепада в турбине
к удельной располагаемой теплоте турбины равно тер-
мическому КПД идеального цикла Ренкина, т. е.
T]t=Ha/q0=wa/q0. (5.6)
В соотношении (5.6) не учтен расход теплоты на ра-
боту насоса, т. е. на собственные нужды. Поэтому это
50
КПД брутто. С учетом расхода на собственные нужды
станции (в данном случае на работу насоса) удельная
полезная внутренняя работа идеального цикла Репкина
Wt—Wer- wa.(H. (5.7)
Коэффициент полезного действия нетто, т. е. КПД
с учетом расхода па собственные нужды, соответственно
будет равен:
г]/нт=(Да—Да.н) lqo=wt/q0= (w&—wa.n) / q0. (5.8)
Величины ho, hK.a и Ha показаны на рис. 5.1. Про-
цесс ААг подтверждает сказанное в гл. 4 о неизбежности
промежуточной сепарации пара, так как даже для на-
чального давления пара 4,4 МПа (ВВЭР-440) влажность
пара доходит до недопустимого значения (около 17%)
уже при давлении 0,25 МПа, а при конечном давлении
пара 0,005 МПа (см. рис. 4.3 и пунктирную линию до
точки А" на рис. 5.1) влажность пара после турбины
достигла бы 23%- В отличие от идеального цикла в ре-
альном цикле Реикина имеют место потери теплоты.
В реальном рабочем процессе в турбине вследствие это-
го используется не весь располагаемый теплоперепад
Да, а лишь часть его Hi, называемая действительным
теплоперепадом. Соответственно и внутренняя работа
1 кг пара Wi, равная Hi, меньше располагаемой wa. От-
ношение использованного теплоперепада Hi к распола-
гаемому На (или внутренней работы 1 кг пара в турбине
Wi к располагаемой работе ьуа) характеризует совершен-
ство проточной части турбины (или ее отдельных ци-
линдров) и паровпускных устройств. Его называют внут-
ренним относительным КПД турбины (цилиндра) т)оь
Рассмотрим потери теплоты в турбине. При входе
в турбину происходит потеря теплоты за счет дроссели-
рования пара в регулирующих органах. Этот процесс
(ДВ на рис. 5.1) происходит при постоянной энтальпии,
но он увеличивает энтропию и уменьшает располагае-
мый адиабатный теплоперепад до Н'а. Соответственно
коэффициент дросселирования составит:
т\др=Н'а/На. (5.9)
В проточной части турбины имеют место потери, в ре-
зультате которых процесс расширения отличается от
адиабатного (изоэнтропийного) и происходит по поли-
тропе с ростом энтропии. Конечная энтальпия после тур-
бины будет при этом характеризоваться точкой С,
4* 51
а с учетом потерь в выходном патрубке турбины — точ-
кой С'. Соответственно
П01=Яг/Яа, (5.10)
т. е. для характеристики турбины в целом располагае-
мый теплоперепад определяют по параметрам пара пе-
ред паровпускными устройствами и после пароотводяще-
го патрубка, что соответствует адиабате А А" на
рис. 5.1 Из-за протечек пара через концевые уплотне-
ния вала турбины и через уплотнения штоков клапанов
некоторая часть пара отбирается из промежуточных ка-
мер уплотнений при давлении р<бРо и отводится в про-
межуточные ступени турбины. Часть пара отсасывается
эжектором и вообще не совершает работы. В результате
внутренняя работа 1 кг пара, подведенного к турбине,
уменьшится на Дхпр и составит:
w'i=Wi—Дшпр=ху(1—спр), (5.11)
где НПр — коэффициент потерь с протечками (0,5—1,0%).
Величина w'i является фактической работой, совер-
шенной 1 кг пара в турбине. Этой работе соответствует
внутренний абсолютный КПД турбины
= = (5.12)
40 40
Удельная работа на муфте турбины we меньше
на значение механических потерь, а удельная энергия,
снимаемая с выводов генератора Шэд, меньше, чем ху,
на величину потерь в генераторе. Эти величины опреде-
ляют по соотношениям
we=u»'fT)Mex; (5.13)
w0=werir, (5.14)
где 1]мех=0,96-^0,98 — механический КПД; тц — КПД ге-
нератора, равный при воздушном охлаждении 0,97—
0,98, при водородном 0,98—0,99.
С учетом потерь с протечками, механических и в ге-
нераторе определяют:
относительный эффективный КПД турбины
Г)ое—Г|о< (1 —ъпр)г]мех; (о.15)
абсолютный эффективный КПД турбины
Чо
1 Для характеристики собственно проточной части турбины ис-
пользуется соотношение rf oi=Hi[H'а.
относительный электрический КПД турбоустановки
T]o3==T]oi ( 1 —Впр) '}]мех'Пг', (5.17)
абсолютный электрический КПД брутто турбоуста-
новки
= Иэ = = Vhi (1 — У ^exV (5.18)
с/о
Для определения абсолютного КПД нетто турбоуста-
новки должен быть прежде всего определен расход энер-
гии на привод питательного насоса. Остальные насосы
турбоустановки (конденсатные, дренажные и др.) имеют
небольшую мощность, и их относят условно к общестан-
ционным механизмам.
Если расход электроэнергии на привод питательного
насоса составляет гс’ЗЛ1:
удельная выработка электроэнергии нетто
^.м1т = ^о—®э.п; (5.19)
электрический КПД нетто турбоустановки
~ w^'q0- ^-20)
Приведенные выше соотношения отвечают простому
циклу Репкина. Они могут быть распространены и на
сложные циклы — с регенерацией и промежуточными
сепарацией и перегревом пара. В этом случае удельная
располагаемая теплота турбины
CjQ=-ho + Ctn.nA/ln.n 7п.в ^к.н.а» (5.21)
где ап.п — доля пара, прошедшего промежуточный пере-
грев; А/гп.п — приращение энтальпии пара в промежуточ-
ном пароперегревателе; дп.в— теплота, подведенная
к питательной воде в регенеративной системе.
Влияние регенеративного подогрева на тепловую эко-
номичность турбинной установки рассматривается в сле-
дующей главе.
Для сложных циклов расход пара по отсекам турби-
ны изменяется, при этом удельную внутреннюю работу
турбинной установки определяют как сумму по отдель-
ным частям турбины, что находит свое отражение в .ме-
тодике расчета тепловой схемы турбинной установки.
Для того чтобы перейти от КПД турбинной установ-
ки к КПД всей АЭС, нужно учесть также потери тепло-
ты в реакторном контуре и в трубопроводах (см.
рис. 3.5,я). Для двухконтурных АЭС существуют еще
53
потери теплоты в парогенераторе, а потери теплоты
в трубопроводах должны учитываться раздельно для I
и II контуров. Поэтому КПД брутто станции составит:
для одноконтурной АЭС
^аэс (5.22)
для двухконтур пой АЭС
W = (5‘22а)
Потери теплоты в трубопроводах, парогенераторах
и реакторных контурах невелики. Так, т]тр может быть
оценен в пределах 0,985—0,988. Еще боле высокими явля-
ются значения г]р и г]пг. Аналогично КПД нетто станции:
для одноконтурной АЭС
^АЭСнг —' 11э.ит73р71тр> (5.23)
для двухконтурной АЭС
^аэс нт ~ ^э.нт7Зр7Зтр73Г[Дтр 'Чпг- (5.23а)
Кроме КПД для характеристики тепловой экономич-
ности используют также величину удельного расхода
теплоты. Для турбинной установки
<7э=<7о/^э=1/Пэ, (5.24)
а для станции в целом удельные расходы теплоты АЭС
по выработке и отпуску электроэнергии брутто и нетто
составят:
^аэс ~ V^аэс’ (5.25)
^аэс нт ~ VА\эс нт • (5.25а)
Для определения в кДж количества теплоты, необ-
ходимой для выработки 1 кВт-ч электроэнергии, зна-
чения q3 и 7аэс (или ^аэспт ) следует умножить на
3600
Процесс в h, s-диаграмме на рис. 5.1 представлен
для относительно низких начальных давлений пара и
повышенных его конечных давлений. В таких условиях
пет необходимости применения в паротурбинной уста-
новке промежуточных сепарации и пароперегрева. Такие
54
условия не характерны для современных ЛЭС с водным
теплоносителем. В § 4.1 было обосновано применение
для современных ЛЭС с водным теплоносителем про-
Рис. 5.2. Реальный процесс в паротурбинной установке на насыщен-
ном паре в h, «-диаграмме с промежуточными сепарацией и пере-
гревом.
межуточных сепарации и пароперегрева. Соответствую-
щий идеальный процесс представлен на рис. 4.3, а ре-
альный процесс — в h, s-диаграмме на рис. 5.2.
5.2. Показатели общей экономичности АЭС
Тепловая экономичность является важным, по не
окончательным показателем экономичности работы.
В качестве показателя общей экономичности использу-
ется себестоимость продукции, т. е. себестоимость
1 кВт- ч отпускаемой электроэнергии. Определение это-
го показателя является задачей другого курса и соот-
ветствующего учебника. Напомним только, что годовые
затраты на производство электроэнергии включают в се-
бя топливную составляющую, а также составляющие,
зависящие от начальных капиталовложений и расходов
на эксплуатационный персонал.
Для ТЭС топливная составляющая играет решаю-
щую роль, и потому очень важна высокая тепло-
вая экономичность, снижающая расход топлива. Для
АЭС топливная составляющая имеет существенно мень-
шее значение. Поэтому меньшая по сравнению с ТЭС
тепловая экономичность АЭС, связанная с применением
насыщенного пара средних давлений (см. гл. 4), а не
55
перегретого пара высоких давлений, как на ТЭС, не
является препятствием для конкурентоспособности АЭС
по сравнению с ТЭС.
Капиталовложения на АЭС пока существенно выше,
чем для ТЭС. Они влияют на стоимость электроэнергии
через соответствующую составляющую. Поэтому кон-
структивные решения, направленные на повышение теп-
ловой экономности АЭС, приемлемы лишь в том случае,
если уменьшение топливной составляющей превышает
рост составляющей от капитальных затрат. Когда это
условие не соблюдается, себестоимость 1 кВт-ч элек-
троэнергии увеличивается, как это было показано
в гл. 4 на примере Белоярской АЭС с ядерным пере-
гревом. Изыскание решений, направленных на повыше-
ние тепловой экономичности АЭС без увеличения капи-
таловложений, является задачей проектирования АЭС.
Капиталовложения влияют не только па себестои-
мость вырабатываемой электроэнергии. Их величина
имеет и самостоятельное значение для решения вопроса
о строительстве АЭС, так как речь идет о значительных
начальных затратах. Поэтому одним из экономических
показателей для АЭС, так же как и для ТЭС, является
стоимость 1 кВт установленной мощности, равная отно-
шению полной стоимости АЭС к ее электрической мощ-
ности. В качестве одного из путей для снижения стоимо-
сти 1 кВт установленной мощности современная атомная
энергетика использует рост единичных мощностей основ-
ных агрегатов и мощностей АЭС в целом. Это маги-
стральный путь развития энергетики, так как одновре-
менно решается и такая важная задача, как ускорение
ввода значительных мощностей, и относительно сокра-
щаются трудозатраты на сооружение электростанций.
Результативным показателем общей экономичности
электростанций являются приведенные затраты. Этот
важнейший показатель в условиях европейской части
СССР для АЭС существенно меньше, чем для ТЭС.
Вопросы и задание для самопроверки. 1. Что называется рас-
полагаемым или адиабатным тсплоперепадом турбинной установки?
В чем его отличие от располагаемой теплоты турбины <7о и как на-
зывается отношение H&/q<p
2. В чем отличие КПД брутто от КПД нетто?
3. Почему действительный перепад в турбине Hi отличается от
располагаемого На и как называется отношение Hi/Ня?
4. Почему КПД станции в целом меньше, чем КПД турбинной
установки?
56
5. Сопоставьте располагаемую теплоту турбины для простого
и сложного циклов Ренкина для АЭС.
6. Как определяется удельный расход теплоты для выработки
электроэнергии?
7. Всегда ли с увеличением тепловой экономичности снижается
себестоимость выработки электроэнергии на АЭС?
8. Каковы пути снижения величины капиталовложений на
строительство АЭС?
Глава шестая
РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЬ!
6. 1. Предельный регенеративный цикл
В гл. 4 были показаны преимущества регенеративно-
го подогрева. Чем больше число регенеративных подо-
гревателей, тем выше тепловая экономичность цикла,
что видно из рис. 6.1. Если число ступеней регенерации
будет бесконечно боль-
шим и соответственно
теплопсрспады на каж-
дую ступень бесконечно
малыми, то ступенчатая
линия б'в' может быть
заменена кривой б'в'. По-
Рис. 6.1. Сопоставление идеально-
го регенеративного цикла и цикла
Карно.
цикла и цикла Карно
лучается при этом цикл
аа'вв'б' с максимальной
тепловой экономично-
стью, называемый пре-
дельным регенеративным
циклом. Из рис. 6.1 вид-
но также, что если бы
кривая б'в' была эквиди-
стантна линии аа'в, то
термические КПД пре-
дельного регенеративного
при равных начальных и конечных температурах
циклов были бы равны. Так как это условие не соблю-
дается, то термический КПД даже для предельного ре-
генеративного цикла несколько меньше, чем для цикла
Карно. Сказанное полностью относится к циклам на
насыщенном паре, характерным для АЭС с водным теп-
лоносителем. Так как предельная температура питатель-
ной воды после системы регенерации не может быть
57
выше температуры парообразования, то в циклах с пере-
гревом различие между предельным регенеративным
циклом и циклом Карно более значительно.
6. 2. Реализация регенеративного подогрева
в тепловых схемах АЭС
Предельный регенеративный цикл отвечает бесконеч-
но большому числу ступеней регенерации. В реальных
условиях число ступеней является конечным и выбира-
ется по соображениям, изложенным ниже. Кроме того,
на рис. 6.1, так же как и на рис. 5.1 и 4.4, представлен
процесс, при котором все количество пара, поступающе-
го на турбину, направляется последовательно в регене-
ративные подогреватели и возвращается из них в тур-
бину для продолжения производства работы в ней. В ре-
альных условиях такой процесс не осуществляется по
двум причинам. Во-первых (и это ясно видно из рис. 4.4,
5.1 и 6.1), в последних ступенях турбины влажность
пара достигла бы очень больших недопустимых значе-
ний, во-вторых, многократный пропуск полного расхода
пара через систему регенерации потребует многократно-
го увеличения числа цилиндров турбины, огромного рас-
хода металла на паропроводы больших диаметров и
значительных габаритов строительных конструкций АЭС.
В связи с этим в реальных условиях в регенеративные
подогреватели направляют долю от общего расхода па-
ра, ио полностью этот пар конденсируют, без возврата
в турбину, что конструктивно предпочтительнее. В тер-
модинамическом отношении отвод полного расхода пара
на регенерацию с частичной конденсацией и последую-
щим возвратом его для работы в турбине эквивалентен
отбору части пара с его полной конденсацией в регене-
ративном подогревателе. С точки зрения влажности па-
ра в конце турбины отбор части пара также предпочти-
телен, при этом расход пара по ступеням турбины
уменьшается после каждого отбора пара на регенера-
цию. Расходы этого пара, называемого отборным па-
ром турбины или греющим паром подогревателей, обо-
значают через а в долях от полного расхода пара на
D т_г <
турбину, т. е. а — Нумерацию отборов пара из
*^0
турбины (1, 2, 3 и т. д.) ведут по ходу пара от головной
части машины к конденсатору.
58
6. 3. Определение тепловой экономичности
паротурбинной установки
с регенеративным циклом
Составим тепловой баланс для 1 кг пара в цикле
с регенерацией без учета влияния питательного насоса,
поскольку его значимость в балансе невелика. Тепловой
баланс сводится к равенству располагаемой теплоты тур-
бины и работы, произведенной в турбине, суммируемой
с отводом теплоты в холодном источнике:
h0 — /гп.в = ак (4 - ^к) + S ai (4 — hi) 4- ак (hK - h'K), (6.1)
4=1
где h0 и /гп.в — энтальпии пара перед турбиной и пита-
тельной воды после системы регенерации, кДж/кг, т. е.
ho—hn.B представляет собой располагаемую теплоту тур-
бины; «к, а: — расходы пара в конденсатор и в i-й подо-
греватель в долях от полного расхода на турбину; hi—
энтальпия отборного пара, поступающего в i-й подогре-
ватель, кДж/кг; z— общее число регенеративных подо-
гревателей; aK(h0—Лк)—работа пара, поступающего
в конденсатор, кДж/кг; аг(Л0—Лг)—работа отборного
пара, которую он произвел в турбине до его отвода в z-й
регенеративный подогреватель; «К(ЛК—Л'к)—отвод теп-
лоты в холодном источнике.
Из (6.1) следует, что абсолютный термический КПД
цикла с регенерацией
L~=Z
«к Ко — hK) + 2 ai (ho — hi)
Ш------------- (6-2)
ак (й0—h'K) + ai Ko — hd
4=1
Обозначим через Ap отношение суммарной работы
в турбине, производимой отборным паром до отвода
его в z регенеративных подогревателей, к работе, про-
изводимой потоком пара, доходящим до конденсатора,
т. е.
(6.3)
4=1
Кроме того, будем иметь в виду, что КПД простейше-
го конденсационного цикла, т. е. при отсутствии реге-
59
нерации,
Тр'К---(^0-----^к) / (ho h к) ,
(6.4)
приведено
(6.5)
тогда уравнение (6.2) легко может быть
к виду, удобному для анализа, а именно:
1 +
^₽ = ^’КТ+Лри ’
Из соотношения (6.5) видно, что при Лр>0, т. е. для
регенеративного цикла, КПД всегда выше, чем при от-
сутствии регенерации (Лр=0). Чем больше Лр, т. е. ра-
бота в турбине потоков, отводимых в систему регенера-
ции, тем значительнее отличается КПД регенеративного
цикла от КПД простого цикла.
6. 4. Оптимальное распределение регенеративного
подогрева по ступеням турбин АЭС и выбор числа
подогревателей
Рассмотрим вначале одноступенчатый регенератив-
ный подогрев, приняв для простоты его осуществление
путем прямого смешения питательной воды (конденсата
после конденсатора) с отборным паром. На рис. 6.2
Рис. 6.2. Тепловая схема одноступенчатой регенерации.
1 — отвод питательной воды в парообразующую установку; 2 — подвод отбор-
ного пара; 3 — смешивающий регенеративный подогреватель; 4 — подвод кон-
денсата из конденсатора.
Рис. 6.3. Процесс расширения в турбине при одноступенчатой реге-
нерации.
представлены такой смешивающий регенеративный по-
догреватель и расчетные параметры для него. Баланс
теплоты для 1 кг питательной воды представляется
в виде
1Йп.е—О.к/i к РшЙ],
(6.6)
60
или, подставив ак=1—’Щ, будем иметь:
/гп.в=(1—ai)A'K-|-aiAi; (6.6а)
ои= (Ап.в~ h'K) I [ (Ап.в h'K) + (Ai Ап.в) ]. (6.7)
В условиях известных (заданных) значений энталь-
пий конденсата и питательной воды КПД регенератив-
ного цикла зависит от выбора энтальпии отборного пара.
В самом деле, чем выше hi, тем меньше работа, которая
будет произведена отборным паром в турбине, по мень-
ше и расход отбираемого пара. Очевидно, что оптималь-
ным параметрам отборного пара будет отвечать макси-
мальный коэффициент Др. Для одноступенчатой регене-
рации (см. рис. 6.2)
Др=С£1 (h0—hi) / ак (h0—hK). (6.8)
Реальный процесс в турбине в А, s-диаграмме для
рассматриваемого случая представлен на рис. 6.3. Обо-
значим через ЛАП1 — количество теплоты, отдаваемой
в регенеративном подогревателе 1 кг отборного пара, и
через ЛАВ1 — нагрев воды в регенеративном подогрева-
теле, т. е.
ДАп1=А1—Ап.в; (6.9)
ЛАВ1=Ап.в—А'к. (6.10)
С учетом этих соотношений можно написать вместо
(6.7) *
ai=AABi/(ДАВ1 + ДАП1) (6.11)
и для ак соответственно
сск=1—й1=ДАп1/(ДАВ1-f-Д Ani). (6.12)
Подставим эти значения в (6.8), тогда
ДР=ДАВ1 (ho—hi) /Ahni (h0—hK). (6.13)
Из (6.9) и (6.10) следует, что
Ai =Ап.в-|-ДАп1=А/к-гДАп14-ДАВ1, (6.14)
тогда вместо (6.13) можно написать
Лр= [ДАвДАо—Ахк—ДАщ)—ДА2в1]/1ДАп1 (Ао—Ак) . (6.13а)
Оптимальные условия регенерации при одноступенча-
том подогреве будут отвечать максимуму выражения
(6.13а). Так как Ао и Ак не зависят от параметров реге-
нерации, а ДАпь равная теплоте парообразования,в не-
большом интервале давлений практически не меняется,
61
то максимум Ар будет в точке, для которой
г/(Д/гВ1)
Взяв производную, получим
Ло—/г'к—Д/zni—2Д/гВ1—0. (6.15)
Теплоперепад в турбине до места отбора пара
ho—hi=ho— (7?п.в Т ДЛп1)==
ho—h'K-—Д/zm—Дйв1. (6.16)
Сопоставив (6.15) и (6.16), получим, что оптималь-
ные условия регенерации отвечают равенству
Д&В1=ЛО—hi. (6.17)
Таким образом, при одноступенчатом регенеративном
подогреве максимальная эффективность цикла отвечает
условиям, при которых нагрев воды в подогревателе ра-
вен теплоперепаду в турбине от входа в нее до отбора
Рис. 6.4. Повышение тепловой экономичности в зависимости от чис-
ла регенеративных подогревателей и конечной температуры пита-
тельной воды.
на регенерацию, что видно из кривой для 2=1 на рис. 6.4.
Из этого же рисунка видно, что при этом А/?в1 состав-
ляет 0,5(7/—Л'к), где h'— энтальпия воды при темпера-
туре кипения, т. е. при температуре насыщенного пара.
Аналогичные исследования для многоступенчатой ре-
генерации приводят к выводу о том, что для всех после-
дующих отборов оптимальный подогрев в каждом подо-
62
гревателе равняется теплоперепаду между вышерасполо-
женным отбором и отбором на данный подогреватель.
В общем виде это означает, что для /-го подогревателя
оптимальным является
^h^i—hi+i—hi (6.18)
(по стороне воды нумерацию подогревателей ведут, на-
чиная от конденсатора).
На рис. 6.4 приведены результаты исследований при
числе ступеней регенерации более одной и при беско-
нечно большом числе ступеней. Рис. 6.4 иллюстрирует
положительное влияние па КПД увеличения ступеней
регенерации. В современных турбинных установках об-
щее число регенеративных подогревателей составляет не
менее 4—5, если они расположены только на конденсат-
ном тракте, т. с. в области низких давлений, и до 10 при
размещении их не только на конденсатном, но и на пи-
тательном тракте, т. е. в области высоких давлений во-
ды. Соответственно различают подогреватели низкого
давления (ПНД) и высокого давления (ПВД). Более 10
подогревателей не применяют, так как с увеличением
числа подогревателей тепловая экономичность возраста-
ет все слабее (рис. 6.4), а капиталовложения возраста-
ют существенно.
Энтальпия питательной воды составляет для опти-
мального распределения подогрева по ступеням
i=z
Лп.в = Л'к + 2Д/г=<- (6.19>
Чаще значения нагрева воды в каждом из z регене-
ративных подогревателей принимают равными, т. е. при-
меняют равномерное распределение регенеративного
подогрева, при котором
йЧ)/(г-|-1). (6.20)
Такое распределение близко к оптимальному, но по-
зволяет использовать для всех подогревателей однотип-
ное оборудование.
При равномерном распределении регенеративного по-
догрева энтальпия питательной волы составит:
/гп.в=/1'к4-2:Д/гв. (6.21)
Конечное число подогревателей означает температу-
ру питательной воды, меньшую, чем энтальпия воды при
63
температуре парообразования, т. е. всегда
(6.22)
В зависимости от числа регенеративных подогрева-
телей при равномерном регенеративном подогреве в каж-
дом из них температура воды повышается на 15—30°С.
6. 5. Типы регенеративных подогревателей
и схемы их включения
Оптимизация регенеративного подогрева рассматри-
валась выше применительно к смешивающим подогре-
вателям, т. е. к схеме на рис. 6.2. Такие подогреватели
имеют тот недостаток, чго давления в каждом из них
различаются и равны давлениям отборных паров. Это
означает необходимость применения соответствующего
числа насосов для подачи воды в последующие подогре-
Рис. 6.5. Регенеративные схемы со смешивающими ПНД.
а — только с перекачивающими насосами; б — с перекачивающими насосами и
частичным самотечным движением воды; 1—деаэратор; 2 — турбина; 3 — кон-
денсатор; 4—.конденсатный насос; 5 — регенеративный подогреватель смеши-
вающего типа; 6 — перекачивающий насос.
ватели, или использование гидростатического столба Н
для повышения давления, как это показано на рис. 6.5.
В связи с этим в основном применяются регенеративные
подогреватели поверхностного типа, показанные, напри-
мер, на рис. 2.10. Для них давление воды по тракту не
зависит от давлений пара в отборах турбины, при этом
достаточно одного насоса для прокачки воды через не-
сколько подогревателей.
Поверхностные подогреватели для нагрева воды до
той же температуры, что и в смешивающих, требуют
отвода из турбины пара более высокой температуры для
создания температурного напора в подогревателе. В свя-
зи с этим несколько увеличивается недовыработка элск-
64
троэпергии турбиной и снижается тепловая экономич-
ность АЭС. Выбор температурного напора dt является
поэтому важной задачей, решаемой комплексно, так как
чем больше он в подогревателе, тем больше недовыра-
ботка электроэнергии, но тем меньше требуемая поверх-
ность нагрева и, соответственно, ее стоимость. Если теп-
лообменная поверхность выполнена из более дорогих
конструкционных материалов, то оптимальный темпера-
турный напор несколько больше (см. § 6.6). Для опти-
Рис. 6.6. Регенеративные схемы с поверхностными подогревателями
низкого давления.
а — откачка дренажа насосами; б — каскадный слив с одним дренажным на-
сосом; /—деаэратор; 2 — турбина; 3 — конденсатор; 4 — конденсатный насос;
5 — регенеративный подогреватель поверхностного типа; 6 — дренажный насос.
мизации регенеративной системы с поверхностными по-
догревателями с достаточно высокой точностью могут
быть использованы соотношения, полученные для смеши-
вающих подогревателей в § 6.3 и 6.4.
Схемы с поверхностными подогревателями показаны,
например, на рис. 6.6. Греющие пары поступают в кор-
пуса подогревателей. За счет нагрева воды, протекаю-
щей внутри трубок, происходит конденсация этих паров.
Образующийся конденсат собирается в нижней части
корпусов. Этот конденсат, иногда называемый дренажем
подогревателей, дренажными насосами (рис. 6.6,а) за-
качивается в линию основного конденсата и смешивает-
ся с потоком нагреваемого конденсата. Из рис. 6.6,6
видно, что можно сократить число дренажных насосов
за счет использования каскадного слива дренажей из
корпусов подогревателей, находящихся под большим
давлением, в корпуса с меньшим давлением. Каскадный
5—92 65
слив дренажей может быть продолжен даже до конден-
сатора. В этом случае вообще отпадает необходимость
в дренажном насосе.
В связи с различием в давлениях трактов ПНД и
ПВД схемы возврата в цикл конденсатов греющих па-
ров отличаются. Для ПНД используют комбинации кас-
кадного слива с дренажными насосами, а для ПВД —
только каскадный слив в деаэратор. Последнее объясня-
ется трудностями создания соответствующих дренажных
насосов относительно небольшой производительности для
высоких температур среды. В условиях низких темпера-
тур и давлений, т. е. для ПНД, создание дренажных
насосов и обеспечение их падежной работы затруднений
не вызывают. Схема закачки дренажей ПНД по
рис. 6.6,ti наиболее экономична и наиболее близка к схе-
мам со смешивающими подогревателями.
При каскадном сливе дренажей конденсат греющего
пара с более высоким давлением сливается в корпус
с меньшим давлением. В связи с этим происходит ча-
стичное парообразование этого конденсата и соответст-
вующее уменьшение расхода отборного пара из турбины,
что снижает экономичность регенеративного цикла. Для
предотвращения этого явления в конструкциях регенера-
тивных подогревателей предусматриваются охладители
дренажей либо в дополнение к регенеративным подогре-
вателям применяют установку вынесенных охладителей
дренажей. Так как при этом вся схема усложняется и
удорожается, то иногда их используют не после каждо-
го ПНД.
Значительно уменьшает тепловую экономичность упо-
мянутый выше каскадный слив дренажей ПНД в кон-
денсатор, так как при этом теплота суммарных дрена-
жей, отвечающая температуре первого ПНД, не возвра-
щается в цикл, а увеличивает отвод теплоты в холодном
источнике. Поэтому в современных схемах от такого ка-
скадного слива отказываются.
Вопросы организации слива дренажей имеют боль-
шое значение, так как в современных турбинных уста-
новках на регенеративные подогреватели поступает 20—
40% полного расхода пара на турбину, а иногда и более.
Независимо от способа слива из подогревателя должен
быть обеспечен отвод только конденсата. Из-за проскока
вместе с конденсатом некоторой части пара снижается
экономичность установки, так как это равносильно уве-
66
личению недовыработки электроэнергии в турбине. Для
предотвращения проскока пара у подогревателей уста-
навливают специальные регулирующие клапаны, кото-
рые имеют привод от датчика уровня конденсата в кор-
пусе подогревателя.
Конденсация греющего пара в корпусе подогревателя
способствует выделению в верхней его части некондеи-
сирующихся газов. Для вакуумных ПНД любых АЭС
дополнительным источником этих газов является подсос
воздуха. Для одноконтурных АЭС в паровом объеме
регенеративных подогревателей могут скапливаться еще
и благородные газы, образующиеся в реакторе и посту-
пающие в пар. В связи с этим обязательной является
вентиляция паровых объемов регенеративных подогре-
вателей1. Вместе с удаляемыми газами уходит и некото-
рое количество пара, поэтому значение отсоса огра-
ничивается.
Парогазовая смесь из всех подогревателей сбрасы-
вается каскадпо в конденсатор, откуда удаляется (см.
гл. 8). Вынос с парогазовой смесью также и конденсата
греющего пара исключается, так как в подогревателях
предусмотрены устройства, предотвращающие повыше-
ние уровня в нем. Это необходимо потому, что с повы-
шением уровня уменьшается теплообменная поверхность
для конденсации пара и снижается подогрев воды. Кро-
ме того, при значительном повышении уровня может
возникнуть опасность заброса воды в ступени турбины.
6. 6. Материалы и конструкции
поверхностных ПНД и ПВД
Образующиеся в конденсатном тракте продукты кор-
розии могут отлагаться на поверхностях теплообмена
подогревателей и далее по тракту, при этом возможно
ухудшение теплоотвода и снижение экономичности и на-
дежности работы соответствующих элементов АЭС.
С наибольшей интенстивностыо коррозия протекает
в области температур, характерных для конденсатного
тракта. В связи с этим для теплообменных поверхностей
ПНД применяются материалы, обладающие высокой
коррозионной стойкостью. К их числу относятся латуни
и нержавеющие стали.
! Это относится и к смешивающим подогревателям.
5* 67
Латуни дешевы и обладают высокой теплопроводно-
стью. Однако поступление в воду окислов меди, состав-
ляющей основу латуней, недопустимо для одноконтур-
ных АЭС. Поэтому латунные ПНД используются только
в турбинных установках двухконтурных АЭС.
Нержавеющие аустенитные стали дороги и обладают
низкой теплопроводностью. Поэтому они применяются
для ПНД только в турбинных установках одноконтур-
ных АЭС.
Различие в стоимости вызывает различие в опти-
мальных значениях температурных напоров в ПНД. Так,
для латунных ПНД принимают б/=1,5°С, а для нержа-
веющих аустенитных д/=3,5-^-5°С, т. е. чем дороже ма-
териал ПНД, тем большим должен быть температурный
напор, чтобы уменьшить требующуюся поверхность на-
грева. Проводимые в настоящее время научно-исследо-
вательские работы позволяют надеяться на возможность
применения в дальнейшем для ПНД перлитных слабо-
легировапиых сталей. Они не только дешевле аустенит-
ных нержавеющих, ио и более технологичны и теплопро-
водны. Для таких ПНД возможно использование такого
же небольшого температурного перепада, как и для ла-
туней.
В области температур, характерных для питательно-
го тракта, коррозия конструкционных материалов проте-
кает с существенно меньшей интенсивностью. Поэтому
для ПВД используют дешевые простые углеродистые
стали, принимая для них 6^=1,5°С.
Для конструктивных схем поверхностных регенера-
тивных подогревателей характерны следующие общие
положения:
1. Теплообменная поверхность располагается в кор-
пусе. При компоновке машинного зала предусматрива-
ется возможность извлечения трубной системы из кор-
пуса.
2. Среда с большим давлением (конденсат, питатель-
ная вода) направляется внутрь труб малого диаметра,
греющий пар — снаружи, т. е. корпус подогревателя,
имеющий большой диаметр, рассчитывается на давление
греющего пара, поэтому он получается менее металлоем-
ким, чем при обратном взаимном движении сред.
3. Греющий пар в регенеративных подогревателях
всегда направляется сверху вниз, так как при этом об-
68
легчается вывод воздуха из верхней части корпуса и
отвод конденсата из нижней части.
4. Змеевиковая поверхность нагрева подогревателей
выполняется наиболее компактно.
5. Трубки отвода пеконденсирующихся газов из верх-
ней части корпуса выполняются из нержавеющих аусте-
нитных сталей.
6. За счет большего давления нагреваемой среды
(конденсата, питательной воды) обеспечивается невски-
паппе воды в подогревателях и отсутствие гидравличе-
ских ударов.
На рис. 6.7 представлена конструкция латунного
ПНД. Незначительные рабочие давления позволили сде-
лать этот подогреватель с фланцем и трубной доской 5,
что упрощает как его конструкцию, так и эксплуатацию.
В цилиндрическом корпусе размещается поверхность на-
грева, состоящая пз U-образных трубок 6, завальцован-
иых в трубной доске 5 и скрепленных обечайкой-карка-
сом 7, придающим пучку жесткость и предохраняющим
его от вибраций. Водяная камера разделена перегород-
кой па две части. Нагреваемая вода входит через па-
трубок 3, проходит по трубкам сначала вниз, а затем
наверх и выходит через патрубок 13. Скорость воды
в трубках принимается в пределах 1,5—3 м/с. Греющий
пар подводится через штуцер 1. Для улучшения омыва-
ния поверхности змеевиков в корпусе установлены го-
ризонтальные перегородки 8. Конденсат скапливается
внизу корпуса и отводится через регулятор уровня, не
допускающий проскока пара. Подогреватель рассчитан
на каскадный слив дренажа и каскадный отсос газов.
Поэтому в нем имеется штуцер 17 для приема конденса-
та греющего пара смежного подогревателя более высо-
кого давления и поступления из него паровоздушной
смеси через штуцер 15. Отсос паровоздушной смеси из
данного подогревателя производится на том же уровне
через патрубок 9. Корпус подогревателя имеет опоры
для подвески к металлическим конструкциям или уста-
новки на бетонном основании у турбины. Данная конст-
рукция ПИД не позволяет охладить конденсат греющего
пара ниже температуры насыщения.
Конструктивная схема регенеративного ПНД с труб-
ной- системой из нержавеющей аустенитной стали типа
0Х18Н10Т представлена на рис. 6.8. Охлаждение кон-
69
Рис. 6.7. Поверхностный регенеративный ПНД с латунными труб-
ками.
1 подвод греющего пара; 2— защитный лист; 3 — входной патрубок основ-
ного конденсата: 4 — водяная камера; 5 — трубная доска; 6 — латунные С-об-
разные трубки; 7 — обечайка-каркас для трубок; <8 — направляющие перего-
родки; J патруоок отсоса воздуха; 10 — сливной трубопровод конденсата
греющего пара; 11 — отводы к камере копденсатоотводчика; 12 — отводы кон-
денсата в импульсную камеру сигнализатора уровня; 13— выходной патрубок
основного конденсата; 14 — опоры корпуса; 15—-подвод воздуха из смежного
подогревателя; 16 — отводы к водоуказательному прибору; 17 — приемный
патрубок конденсата из смежного подогревателя.
денсата греющего пара осуществляется в самом подо-
гревателе.
Для ПВД наиболее распространена конструкция,
представленная на рис. 6.9. Вместо водяных камер и
70
Рис. 6.8. Регенеративный ПНД
с трубной системой из аустенитной
нержавеющей стали.
а—общий вид; б — схема движения теп-
лоносителя; / — камера водяная нижняя;
2 — перегородки трубной системы; 3 —
трубки; 4 — корпус с внешним кожухом;
5 — трубная доска с элементами корпуса и
водяной камерой; 6—камера водяная верх-
няя; А, Б — вход и выход нагреваемого
конденсата; В — вход греющего пара; Г —
отвод конденсата греющего пара; Д—
ввод дренажа; Е — отсос газовоздушной
смеси; Ж— опорожнение трубной системы;
3—дренирование межкорпусного простран-
ства.
трубных досок применены вертикальные коллекторы,
к которым присоединяют горизонтальные змеевики, вы-
полненные в виде сварных спиралей. Перегородки (сек-
ционирование) в вертикальных коллекторах позволяют
получать в змеевиках достаточно большие скорости во-
ды (4—5 м/с) для обеспечения высокого коэффициента
теплопередачи и уменьшения необходимой поверхности
нагрева. Греющий пар опускается вниз, причем направ-
ляющие перегородки обеспечивают хорошее омывание
змеевиков. Конденсат пара отводится через регулятор
уровня. Змеевиковая система выполнена из простых
71
Рис. 6.9. Регенеративный подогреватель высокого давления с труб-
ной системой из углеродистой стали.
а— общий вид; б — схема движения питательной воды; А— А—сечение по по-
догревателю, Б—Б — сечение по охладителю дренажа; 1 — корпус; 2 — спираль-
ные змеевики; 3 — перегородки трубной системы; 4 — охладитель дренажа; 5 —
каркас-коллектор трубной системы; 6 — нижняя часть подогревателя; В, Г —
вход и выход питательной воды; Д — вход гр^ощего пара; Е— отвод конден-
сата греющего пара.
1 углеродистых сталей. Она имеет хорошую температур-
ную компенсацию, что важно, так как ПВД работают
в большем интервале температур, чем ПНД. Вся змееви-
ково-коллекторная система закреплена внизу корпуса.
Преимущество конструкции регенеративного подогре-
вателя, приведенного на рис. 6.9, — возможность отдель-
ной замены любой пз спиралей. Кроме того, здесь четко
организовано противоточное движение греющей и обо-
греваемой сред, а в нижней части обеспечено охлажде-
ние конденсата.
6. 7. Использование смешивающих подогревателей
в регенеративной системе
п
Пример конструктивной схемы смешивающего подо-
гревателя низкого давления представлен на рис. 6.10.
Конденсат поступает через патрубок 3 и глухим щи-
том 8 направляется на верхний перфорированный щит 7.
Пройдя через него, он струйками стекает на два распо-
ложенных ниже таких же перфорированных щита. Про*
Рис. 6.10. Конструктивная схема смешивающего ПНД.
1—подвод пара; 2— аварийный сброс конденсата в конденсатор; 3—подвод
конденсата; 4 — отвод конденсата; 5— отвод паровоздушной смесн; 6 — аварий-
ный отвод конденсата на всас КЭН; / — перфорированный щит; 8 — глухой
щит; 9 — бортики в перфорированных щитах для защиты прохода пара.
деаэрированный конденсат отводится через штуцер 4,
а выделившиеся газы вместе с некоторым количеством
пара отводятся через штуцер 5. Греющий пар поступает
по линии 1 и направляется под перфорированные щиты.
В двух нижних перфорированных щитах в центральной
73
части на оольшеи части их длины сделаны прорези для
прохода пара под вышерасположенный щит. Эти проре-
зи снабжены бортиками 9 для того, чтобы вода не
поступала в них и не мешала свободному проходу пара.
Несмотря на существенную простоту и дешевизну
смешивающих подогревателей и несколько более высо-
кую экономичность при их применении, основным типом
подогревателей в регенеративной системе является все
же поверхностный, как это было обосновано в § 6.5.
Важным преимуществом смешивающих подогревате-
лей является отсутствие теплообменной поверхности, кор-
розия которой могла бы вызвать загрязнение конденса-
та. В связи с этим в некоторых проектах одноконтурных
АЭС в настоящее время предполагается первый или
первый и второй подогреватели низкого давления выпол-
нять смешивающими, а остальные поверхностными.
Кроме того, в регенеративных системах АЭС и ТЭС
всегда присутствует один смешивающий подогреватель—
это деаэратор, устанавливаемый в конце конденсатного
тракта. Так как основное его назначение — дегазация
конденсата, то рассмотрение его работы перенесено
в следующую главу.
Пока для всех турбин АЭС применяются только по-
верхностные подогреватели. Для турбин двухконтурных
АЭС применяются как ПНД, так и ПВД. Это видно по
конечной температуре регенеративного подогрева, т. е.
по температуре питательной воды (см. табл. 11.2), кото-
рая больше, чем для турбин К-500-65/3000 одноконтур-
ных АЭС. Для нее применен только ПНД, что снижает
тепловую экономичность. В настоящее время прояв-
ляется тенденция к повышению температуры питатель-
ной воды и для одноконтурных АЭС. Первые шаги
в этом направлении сделаны при переходе ог турбины
500 МВт к турбине 750 МВт. Для машины 750 МВт ПВД
тоже пока нет, по в питательную воду после деаэратора
подается конденсат греющего пара СПП и за счет сме-
шения этих двух потоков температура питательной воды,
поступающей в реактор, повышается (см. табл. 11.2).
6. 8. Особенности регенеративной системы
на радиоктивном паре
Регенеративная система одноконтурных АЭС имеет
особенности также и в связи с радиоактивностью грею-
щего пара. Данные замеров уровней у-излучений, мР/ч,
74
в длительной эксплуатации для машинного зала АЭС
«Дрезден» приведены ниже:
Вблизи паропровода свежего пара............700
Клапанная коробка турбины ................ 300
Конденсатоочистка в конце цикла работы . . .100
Первая ступень турбины......................19
Водяная емкость конденсатора .............. 11
Трубная доска конденсатора ................. 5
Питательный насос..........................0,5
Подогреватели питательной поды:
первый по ходу воды....................0,5
последний по ходу воды.................225
Из приведенного выше видно, что в машинном зале
наибольшая радиоактивность связана со свежим па-
ром — с его газовыми составляющими. Опа быстро спа-
дает при останове оборудования.
Радиоактивность подогревателей регенеративной си-
стемы турбины различна (см. выше). Если для пер-
вого по ходу воды подогревателя уровень радиоактивно-
сти низок, то в последнем по ходу воды он относительно
высок. Греющий пар для последнего по ходу воды подо-
гревателя отводится из начальных ступеней машины, и
конденсация его в корпусе подогревателя приводит к от-
носительно высокой радиоактивности водяной емкости.
Радиоактивность конденсата греющего пара выше, чем
радиоактивность самого пара, так как массовое коли-
чество среды в водяном объеме подогревателя больше,
чем в ступени турбины.
Радиоактивность водяной емкости корпуса подогре-
вателя, обогреваемого паром из начальных ступеней тур-
бины, больше, чем водяного объема конденсатора, так
как за время прохождения пара от входа в турбину до
конденсатора газовая радиоактивность в значительной
мере спадает. В связи с работой на радиоактивном паре
подогреватели регенеративной системы турбин, сборник
сепарата промежуточного перегревателя и водяная ем-
кость конденсатора требуют биологической защиты.
Вопросы для самопроверки. 1. Какой цикл называется предель-
ным регенеративным?
2. Почему регенеративный подогрев повышает тепловую эко-
номичность цикла?
3. В чем отличие смешивающих регенеративных подогревателей
от поверхностных? В чем преимущества и недостатки каждого
из этих типов? Какой из них обеспечивает более высокую тепловую
экономичность цикла и почему?
75
4. Каковы условия максимальной эффективности регенеративно-
го цикла для одноступенчатой и многоступенчатой регенерации?
Как влияет на термический КПД цикла число ступеней регенера-
ции?
5. Каковы основные схемы возврата дренажей ПИД и ПВД в
цикл?
6. Как обеспечивается вентиляция паровых объемов регенера-
тивных подогревателей?
7. Какие конструктивные материалы используются для тепло-
обменных поверхностей П11Д и ПВД?
8. Каковы основные принципы конструирования ПВД и ПНД?
9. Почему температура питательной воды па одноконтурных
АЭС выбиралась меньшей, чем на двухконтурных АЭС? В каком
случае тепловая экономичность выше?
10. В чем особенности работы турбины и регенеративной си-
стемы на одноконтурной АЭС, т. е. в условиях радиоактивного
пара?
Глава седьмая
ДЕАЭРАЦИЯ КОНДЕНСАТА
7.1. Физико-химические характеристики воды
по конденсатно-питательному тракту
На тракте от выхода из турбины до входа в пароге-
нератор двухконгурной АЭС (или в реактор однокон-
турной АЭС) происходят не только теплофизические, по
и физико-химические преобразования рабочей среды.
Если первые являются результатом только процессов
теплообмена, то вторые — еще и результатом взаимо-
действия среды с конструкционными материалами. В ре-
зультате коррозии этих материалов среда загрязняется
окислами металлов, обладающими очень малой раство-
римостью и потому способными создавать в тракте твер-
дые отложения. Для уменьшения этих отложений приме-
няют коррозионно-стойкие материалы (см. § 6.6), а в до-
полнение к этому в тракте обеспечивают такие
физико-химические характеристики среды, при которых
проявляется их максимальная стойкость против корро-
зии.
Рассмотрим, как и почему изменяются физико-хими-
ческие характеристики среды на тракте от выхода из
турбины до входа в парогенерирующую установку. Пер-
воначально рассмотрим эти вопросы применительно
к двухконтурной АЭС. Пар после турбины поступает
для конденсации в конденсатор, в котором поддержи-
76
вается вакуум. Для преодоления внутренних сопротив-
лений теплообменной поверхности конденсатора давле-
ние в пей должно составлять около 0,2 МПа. Таким об-
разом, теплообменная поверхность конденсатора работает
в условиях перепада давлений около 0,2 МПа между
охлаждающей водой и конденсирующимися паром. Эта
поверхность состоит из большого числа длинных трубок,
находящихся под динамическим и физико-химическим
воздействием сред, протекающих внутри и снаружи тру-
бок. Под воздействием перепада давлений при наличии
неплотностей возможно поступление охлаждающей воды
в конденсирующийся пар, называемое присосом в кон-
денсаторе *.
Охлаждающая вода не подвергается обработке. По-
этому присос в конденсаторе служит источником поступ-
ления в конденсат естественных примесей воды. Из чис-
ла этих примесей наибольшее значение для изучения
поведения по конденсатно-питательному тракту имеют
бикарбонаты.
В связи с вакуумом в конденсаторе имеют место так-
же подсосы в него окружающего воздуха, кислород ко-
торого оказывает воздействие на коррозионные свойства
среды.
Еще один источник поступления примесей в конден-
сат — добавочная вода, восполняющая потери воды и
пара в системе. Однако для АЭС она всегда обессолена,
практически не изменяет состав конденсата и может быть
исключена из дальнейшего рассмотрения.
Конденсат, содержащий некоторое количество бикар-
бонатов и кислорода, поступает в регенеративную систе-
му низкого давления. В результате повышения темпе-
ратуры происходит термический распад бикарбонатов
с образованием карбонатов и свободной углекислоты:
2NaHCO^Na2CO3+Н2О 4- СО2|. (7.1)
Свободная углекислота является коррозионно-агрес-
сивным агентом. Поэтому она должна быть удалена пе-
ред трактом ПВД в специальном аппарате — деаэрато-
ре. Это позволяет применять для ПВД двухконтурных
АЭС простые углеродистые стали, тем более что корро-
зия при температурах питательного тракта замедляется
(см. § 6.6).
1 Подробнее этот присос и борьба с ним рассматриваются
в гл. 8.
77
Кислород воздуха, попавший в кондепсаг, неблаго-
приятно воздействует на латуни. Поэтому в самом кон-
денсаторе (см. гл. 8) его стремятся удалить, т. е. осу-
ществляют в конденсаторе деаэрацию образующегося
конденсата. После конденсатного насоса давление кон-
денсата существенно выше атмосферного и непосредст-
венный присос в него воздуха невозможен. Однако пер-
вые по ходу воды поверхностные ПНД по стороне пара
находятся под разрежением, и попадание воздуха в их
паровой объем возможно. Вентиляция паровых объемов
ПНД является своего рода деаэрацией конденсатов
греющих паров и способствует освобождению их от ки-
слорода воздуха. Но некоторое количество кислорода
все же в них остается. Если дренажи этих ПНД посту-
пают в конденсатор, то они в нем подвергаются деаэра-
ции вместе со всем конденсатом. Но если дренажи за-
качиваются в тракт основного конденсата (см. § 6.4), то
в пего поступит и кислород.
Коррозионное воздействие кислорода на стали пер-
литного класса и, тем более, на простые углеродистые
стали, из которых изготовлены ПВД, проявляется двоя-
ко. Если вода очень высокой чистоты, то кислород спо-
собствует созданию защитной окисной пленки, сильно
замедляющей коррозию. Но чем больше естественных
примесей содержит вода, тем значительнее усиление
коррозии, вызываемое наличием кислорода. Если в си-
стеме турбинной установки отсутствует 100%-ная кон-
денсатоочистка, то присос охлаждающей воды в конден-
саторе ухудшает чистоту воды. В таком случае удаление
кислорода вместе с углекислотой в деаэраторе мо-
жет оказать благоприятное воздействие на коррозионное
состояние трубок ПВД. В системе деаэратора в услови-
ях повышенных температур конденсата начинается раз-
ложение также и карбонатов по уравнению
Na2CO3+H2O->2NaOH + СОД, (7.2)
т. е. вновь образуется свободная углекислота. В деаэра-
торе она удаляется вместе с углекислотой, принесенной
в уже свободном виде из конденсатного тракта. Свобод-
ная углекислота продолжает образовываться по уравне-
нию (7.2) и на тракте ПВД. Именно поэтому опа обна-
руживается в парс, идущем на турбину. Эта свободная
углекислота, поступающая в турбину с паром, удаляется
78
из цикла за счет вентиляции паровых объемов ПВД и
ПНД.
Сказанное выше объясняет наличие деаэратора в теп-
ловой схеме АЭС. Пока этот элемент присутствует во
всех осуществленных и принятых к осуществлению про-
ектах АЭС. Однако если в соответствии с Нормами тех-
нологического проектирования АЭС стопроцентная кон-
депсатоочистка используется и для двухконтурных
АЭС \ то поступление бикарбонатов в тракт будет ис-
ключено и конденсат будет представлять воду высокой
чистоты. В этих условиях не будет образовываться сво-
бодная углекислота, а воздействие кислорода на стали
ПВД будет даже положительным.
Рассмотрим изменение физико-химических характери-
стик среды на тракте от выхода из турбины до входа
в реактор для одноконтурной АЭС. Для таких АЭС при-
сос охлаждающей воды в конденсаторе не влияет на
качество конденсата перед регенеративной системой,так
как для них всегда применялась и применяется стопро-
центная кондснсатоочистка. В связи с этим обеспечива-
ется, во-первых, высокая чистота конденсата и, во-вто-
рых, практически полное отсутствие свободной углекис-
лоты во всем конденсатно-питательном тракте.
Поверхности теплообмена для ПНД одноконтурных
АЭС выполняются только из аустенитных нержавеющих
сталей, весьма коррозионно-стойких и нечувствительных
к наличию кислорода. Поэтому деаэрация в конденсато-
ре может не осуществляться.
Деаэрация в специальном деаэраторе предназна-
чена для защиты от коррозии последующих регене-
ративных подогревателей, т. е. ПВД. Но для одно-
контурных АЭС с РБМК-1000 после деаэратора ПВД
пока не устанавливаются. Поэтому отпадает необходи-
мость деаэрации конденсата в конце конденсатного
тракта. В новых проектах (АЭС с РБМК-1500) для по-
вышения тепловой экономичности АЭС после деаэратора
предполагается установка дополнительных теплообмен-
ных поверхностей, заменяющих ПВД.
7.2. Основы термической деаэрации
и ее конструктивное оформление
На АЭС, так же как и па современных ТЭС, осу-
ществляется термическая деаэрация. Общая схема деаэ-
1 Пока это делалось только для морских охлаждающих вод.
79
раторной установки представлена па рис. 7.1. Процесс
деаэрации осуществляется в деаэраторной головке, пред-
ставляющей собой смешивающий подогреватель.
В конденсате, поступающем на деаэрацию, содержат-
ся неконденсирующиеся газы (О?, СО2).
Рис. 7.1. Общая схема деа-
эраторной установки.
1— греющий пар из отбора тур-
бины; 2 — резервная подача
греющего пара (от БРУ); 3 —
деаэраторный бак; 4 — деаэра-
торная колонка: 5 — отвод вы-
пара; 6 — охладитель выпара;
7 — сброс газов; 8 — подача ос-
новного конденсата после ПНД;
9— отвод конденсата выпара;
10 — к питательному насосу.
В условиях парообразования полное давление над
деаэрируемой (кипящей) водой р определяется как сум-
ма парциальных давлений газов УрГ и водяных паров
(/?н„о)’ т- е- суммарное парциальное давление неконден-
сирующихся газов
^Рг = Р~Рщо- (7-3)
Чем значительное /?Нц0. тем меньшим будет Spr.
В пределе, когда о = р, 2рг будет равно нулю. До-
полнительными факторами, способствующими удалению
газов из конденсата, являются повышение температуры,
уменьшающее растворимость газов в воде, и эжектнрую-
щее воздействие греющего пара, подаваемого в колонку.
Наибольшее применение на электростанциях получи-
ли смешивающие деаэраторы струйного типа. Схема та-
кой деаэраторной колонки представлена на рис. 7.2. Кон-
денсат, подлежащий деаэрации, поступает через штуце-
ра 1 и 14 в смесительное устройство 2 и через отверстия
в горловине 3 сливается на перфорированную тарелку 4.
Такие деаэраторы поэтому часто называют тарельчаты-
ми. Струи конденсата, падающие па тарелку 4 и далее
на водоперепускной лист 5, пересекаются потоком грею-
щего пара п прогреваются за счет его конденсации.
С листа 5 конденсат сливается на барботажное устрой-
ство через сегментное отверстие 13. Барботажное
устройство, в котором происходит окончательная деаэра-
ция, состоит из перфорированного листа 6, пароперепуск-
80
ных труб 12 и сливных труб 7
Греющий пар подается по тру-
бе 10 под барботажное уст-
ройство. Площадь перфорации
барботажного листа принята
такой, что даже при мини-
мальной нагрузке деаэратора
под листом образуется паро-
вая подушка. Это обеспечива-
ет контакт всей воды с грею-
щим паром в барботажном
устройстве. При максимальной
нагрузке в работу включают-
ся трубы 12 (сначала наруж-
ная, а затем внутренняя) для
прохода пара помимо барбо-
тажного листа- Поддон 11 со-
единен с барботажным листом
и образует гидрозатвор. Ос-
тавшийся нескондеисирован-
ным пар вместе с газами, так
называемый выпар деаэрато-
ра, отводится через штуцер 15.
Деаэрированная вода сливает-
ся в деаэраторный бак 8 через
его горловину 9.
За время движения вниз
вода прогревается до тем-
пературы насыщения за счет
Рис. 7.2. Схема деаэратор-
ной колонки.
Стрелками в корпусе показано
движение греющего пара.
конденсации греющего
пара.
Конденсат греющего пара присоединяется к струям
воды, а остальной пар проходит дальше по высоте ко-
лонки, обеспечивая ее вентиляцию и унося с собой не-
конденсирующиеся газы, выделившиеся в процессе деаэ-
рации.
Вода и греющий пар движутся встречными потоками:
вода — вниз, а пар — вверх. Движение пара вверх не
только обеспечивает наилучшую вентиляцию в деаэра-
торе, ис н увеличивает время пребывания в нем движу-
щейся вниз воды, что улучшает ее прогрев и деаэрацию.
Деаэраторы смешивающего типа имеют существен-
ный недостаток, связанный с тем, что вследствие кон-
денсации греющего пара в нижней части колонки в верх-
нюю ее часть проходит небольшое количество пара.
6—92 81
Это затрудняет прогрев конденсата в верхней части ко-
лонки и требует увеличения расхода выпара. Для умень-
шения тепловых потерь и исключения потерь конденсата
в состав деаэраторной установки включается охлади-
тель выпара (поз. 6 на рис. 7.1). Расход выпара, необ-
ходимый для эффективного удаления углекислоты, со-
ставляет не менее 3 кг на 1 т деаэрируемой воды (для
удаления кислорода достаточно 1 кг/т). При наличии
охладителя расход выпара может быть доведен до 5—
10 кг/т, что улучшает дегазацию. Можно вообще отка-
заться от охладителей выпара, если использовать выпар
в качестве пара эжекторов конденсационной установки.
Такое решение не только дешевле, но и повышает теп-
ловую экономичность за счет уменьшения расхода пара
на эжекторы от отборов турбины или после БРУ (см.
гл. 8). В настоящее время наиболее распространены
деаэраторы на давление 0,7 МПа. Более высокие давле-
ния удорожают деаэратор и увеличивают расходы на пи-
тательный насос, так как возрастают удельные объемы
воды.
Деаэраторные колонки устанавливаются па деаэра-
торном баке по 2—3 шт. по его длине. Так как вода
в баке прогрета до кипения, то высота расположения
бака над питательным насосом должна быть значитель-
ной для предотвращения вскипания воды при входе
в питательный насос. Забор воды к насосу должен на-
ходиться на высоте 100—150 мм от дна бака и из мест,
наиболее удаленных от головки (места ввода воды
в бак). Наиболее употребителен отвод двумя линиями
вблизи торцов с их объединением в одну линию, веду-
щую к насосу. Такая схема позволяет избежать застой-
ных зон и отложений в баке.
Уровень воды в деаэраторном баке может быть рас-
положен достаточно высоко (см. рис. 7.2), но обязатель-
но должен быть при всех режимах ниже места присоеди-
нения деаэраторной колонки, чтобы не нарушать ее
работу и не создавать возможности заброса воды в ступе-
ни турбины. Поэтому деаэраторный бак на отметке мак-
симально допустимого уровня воды снабжают автомати-
ческими переливными клапанами. Вместимость баков
деаэраторов рассчитывается исходя из 3-минутного за-
паса воды.
На линии отборного пара от турбины к деаэратору
имеется обратный клапан, закрывающийся при сбросе
32
нагрузки турбиной. Это предохраняет турбину от разно-
са при подаче в нее пара, образующегося в объеме деаэ-
раторного бака при сбросе давления, и от заброса в тур-
бину воды вместе с этим паром.
Кроме отборного пара турбин целесообразна подача
к деаэратору также и редуцированного свежего пара
(см. рис. 7.1), что дает возможность подавать дополни-
тельное количество греющего пара при большом недо-
греве воды перед деаэратором. Это позволяет также
использовать деаэратор в системе расхолаживания ре-
актора, а также снабжать деаэратор греющим паром
при частичных нагрузках, когда давление отборного пара
становится меньше давления в деаэраторе.
Процесс термической деаэрации имеет место в лю-
бом смешивающем подогревателе, а также в паровых
объемах поверхностных подогревателей.
7.3. О возможности применения бездеаэраторных схем
конденсатно-питательного тракта
Как показано в § 7.2, необходимость в деаэрации
конденсата в условиях АЭС отсутствует. Из этого же
параграфа видно, что деаэраторная колонка отличается
от обычного смешивающего подогревателя только рас-
ходом подаваемого на нее пара. Если в деаэратор пода-
вать только то количество пара, которое требуется для
нагрева воды до кипения (т. е. исключить отвод пара
с выпаром), то схема с деаэратором представит собой
схему с одним смешивающим подогревателем. В гл. 6
упоминалось о предложениях включения в регенератив-
ную систему низкого давления одного смешивающего
подогревателя. Но при этом смешивающий подогрева-
тель предлагается устанавливать в начале конденсатно-
го тракта, т. е. на самые низкие давления; после такого
ПНД не предполагается устанавливать перекачивающе-
го насоса, так как учитывается возможность вскипания
на входе в него воды, догретой до кипения. В отличие
от этого деаэратор устанавливается па относительно
повышенные давления и с подачей воды из него в пи-
тательный насос. Последнее побуждает располагать
деаэратор па значительной высоте, что связано с соот-
ветствующими затратами па строительные конструкции.
Указанные недостатки деаэраторных схем и отсутст-
вие необходимости в организации процесса деаэрации
6* 83
приводят к выводу о том, что применение деаэратора
в тепловых схемах АЭС вызвано лишь аналогией с теп-
ловыми схемами ТЭС. Проработки бездеаэраторных
схем сводятся к замене смешивающего подогревателя
(деаэратора) в конце конденсатного тракта на еще один
поверхностный или, как это показано на рис. 7.3, при
том же числе ПНД, что и в деаэраторной схеме, к уве-
личению теплоперепада па каждом из них. Последнее
решение легко осуществимо, так как обычно подогрев
в деаэраторе рассчитывается на величину, примерно
вдвое меньшую, чем в поверхностных подогревателях.
Рис. 7.3. Регенеративная схема АЭС с ВВЭР-1000 с деаэратором (а)
и без него (б).
1 — деаэратор; 2— ПНД; 3— охладитель дренажа; 4 — конденсатный насос;
5 —дренажный насос; 6 — ПВД; 7 — конденсатор приводной турбины; 8 — при-
водная паровая турбина; 9 — питательный насос.
Существует, однако, ряд возражений против осущест-
вления бездеаэраторных схем. Как видно из рис. 7.3,6,
каскадный слив дренажей греющих паров ПВД прихо-
дится доводить до 3-го ПНД, что вызывает некоторую
потерю экономичности по сравнению с поступлением
этих дренажей в деаэратор, т. е. по существу в 5-й ПНД
(рис. 7.3,а, при деаэраторной схеме). Кроме того, нали-
чие деаэраторного бака представляет определенные
удобства для приема некоторых второстепенных потоков
пара и для организации некоторых эксплуатационных
операций, например расхолаживания реактора, химиче-
ских очисток и дезактивации оборудования и др. Поэто-
му пока еще не осуществлено ни одного проекта с ис-
пользованием бездеаэраторных схем. Что же касается
отсутствия необходимости собственно деаэрации, то экс-
плутация всегда имеет возможность закрыть выпар
S4
деаэратора, что эквивалентно использованию бездеаэра-
ториой схемы.
Вопросы для самопроверки. 1. Какие газы усиливают коррозию
конструкционных материалов конденсатно-питательного тракта?
2. Каковы пути поступления свободной углекислоты в парово-
дяной тракт?
3. Как попадает воздух в конденсатный тракт?
4. В чем сущность термической деаэрации воды?
5. Как протекает процесс в деаэраторе струйного типа?
6. В чем отличие деаэраторной колонки от обычного смешиваю-
щего подогревателя?
7. Каково назначение и оборудование деаэраторного бака?
8. В чем сущность и обоснование бездеаэраторных схем?
Глава восьмая
КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
8.1. Состав конденсационной установки
и ее тепловой баланс
Конденсационная установка предназначена для:
1) конденсации отработавшего в турбине пара и
2) установления и поддержания разрежения в конденса-
торе и, тем самым, в выхлопном патрубке турбины.
Схема конденсационной установки представлена па
рис. 8.1. Из выходного патрубка турбины в паровой объ-
ем поверхностного конденсатора поступает пар, отрабо-
тавший в турбине. Через трубки конденсатора циркуля-
ционным насосом прокачивается охлаждающая вода.
Образовавшийся конденсат стекает в конденсатосбор-
ник, откуда конденсатным насосом подается в регенера-
тивную систему.
В связи с разрежением в конденсаторе в его паро-
вой объем постоянно поступает воздух из окружающей
среды. Для поддержания разрежения в конденсаторе
воздух непрерывно удаляется за счет работы парового
эжектора, питаемого отборным паром турбины.
Конденсация пара в конденсаторе происходит за счет
нагрева циркуляционной охлаждающей воды от началь-
ной температуры ZOxi, °C, до конечной /ох2, °C, поэтому
температура конденсации должна превышать /Ох2 и мо-
жет лишь приближаться к ней. Между тем температура
охлаждающей воды на входе в конденсатор ZOxi в за-
висимости от выбранной системы технического водоснаб-
85
жения п месторасположения станции изменяется в пре-
делах от 0 до 15°С в зимнее время и от 15 до 33°С в лет-
нее. Если принять нагрев воды в конденсаторе около
10°С, то выходная температура воды летом достигнет
25—43°С, при этом (рис. 8.2) давление в конденсаторе
составит 0,0033—0,006 МПа.
Теплообмен через поверхность нагрева не позволяет
вести конденсацию пара при температуре конденсата,
равной выходной температуре охлаждающей воды, и
Рис 8.1. Схема конденсационной установки.
/ — пар из выходного патрубка турбины; 2 — поверхностный конденсатор; 3,
4 — циркуляционный и конденсатный насосы; 5 — пароструйный эжектор; 6 —
подвод пара к эжектору; 7— отсос паровоздушной смеси.
Рис. 8.2. Изменение температуры конденсации /к в зависимости от
давления в конденсаторе.
требует температурного напора dt, принимаемого на
уровне 3—5°С, реже, — до 10°С. С учетом этих об-
стоятельств тепловой баланс конденсационной установки
DK (Лк—Л7К)=W (hOX2—Лох1), (8.1)
где DK — расход в конденсатор, кг/с; Лк и Л'к— соответ-
ственно энтальпии пара после турбины и конденсата
после конденсатора, кДж/кг; W—расход охлаждающей
циркуляционной воды, кг/с; Л0Х1 и ЛОХ2 —энтальпии этой
воды до и после конденсатора, кДж/кг.
В уравнении не учтена внешняя потеря теплоты
в окружающую среду, так как она пренебрежимо мала
по сравнению с основными членами. Уравнение (8.1)
можно переписать в виде
или
m=W/D1(=(hK~h'K) / (Лох2—Лох1)., (8.2)
m = W/DK =
Ьк—Ь'к_____
Gox2 ^oxi)
(8.2а)
86
Величина т, равная отношению расхода охлаждаю-
щей воды к расходу конденсата, называется кратностью
охлаждения.
Теплоемкость воды свр, кДж/(кг-К), в малом интер-
вале температур tox практически постоянна и равна
4,18 кДж/(кг-К). Примем ее равной 4 кДж/(кг-К),
тогда из равенства (8.2а) выходная температура охла-
ждающей воды в зависимости от кратности охлаждения
определится как
± ____j । hK h'K
ГОХ2 ‘oxi I
(8-3)
Так как температура конденсации tK=tOX‘L+bt, то
с учетом уравнения (8.3) можно написать
^4^ + ^ (8-4)
Зависимость дав-
конденсаторе от
Рис. 8.3.
ления в
кратности охлаждения при
5/=3°С и hK—h'K=
=2195 кДж/кг.
'-*oxi=10°C; 2-fox2=15°C;
3-^хЗ=20°С.
Из (8.4) следует, что температура (давление) кон-
денсации зависит от начальной температуры охлаждаю-
щей воды и, следовательно,
от источника и системы водо-
снабжения (см. гл. 9). а так-
же от времени года. Но при
одной и той же начальной
температуре охлаждающей
воды вакуум в конденсаторе
существенно зависит от крат-
ности охлаждения, поэтому вы-
бор вакуума в конденеаторе
может быть сделан на основе
технико-экономических расче-
тов. При этом следует учиты-
вать, что чем глубже вакуум,
тем выше экономичность тур-
бинной установки, меньше рас-
ход пара и расходы на конденсатные и пита-
тельные насосы, меньше капиталовложения на па-
рообразующие установки и на паропроводы, но тем
большими должны быть поверхность теплообмена в кон-
денсаторе, кратность охлаждения, капиталовложения
в циркуляционную установку и расход электроэнергии
на привод циркуляционных насосов.
На рис. 8.3 приведена зависимость давления в кон-
денсаторе от кратности охлаждения при б/=3°С для
трех значений входной температуры охлаждающей во-
87
ды: 10, 15 и 20°С. Расчетные кривые построены, исходя
из следующих соображений. На входе в конденсатор
пар обычно бывает влажным. Теплота парообразования
для давлений 0,003—0,005 МПа может быть в среднем
оценена как 2430 кДж/кг. Если принять влажность пара
на входе в конденсатор в среднем равной 9%, то для
конденсации 1 кг пара необходимо отвести от него
2195 кДж/кг. Тогда вместо (8.4) с учетом теплоемко-
сти воды можно написать
^k = ^oxi + ~г~~ + или ^к = ДХ1 + —S/. (8.4а)
Из рис. 8.3 видно, что увеличение кратности охлаж-
дения более 80 нецелесообразно, так как при этом тео-
ретически возможный вакуум в конденсаторе изменяется
в малой степени. Обычно кратность охлаждения т—
= 50^-60 для любых ТЭС, в том числе и АЭС.
Из (8.4) следует, что технико-экономическому выбо-
ру подлежит также и 6t. Поэтому вариантные расчеты
для выбора кратности охлаждения и оптимального ва-
куума должны производиться для различных значений
6/ и поверхности теплообмена конденсатора. Однако
окончательный выбор вакуума в конденсаторе требует
совместного рассмотрения результатов этих расчетов
с влиянием давления за турбиной на ее экономичность
и на возможности конструктивного выполнения послед-
ней ступени.
8.2. Отсос парогазовой смеси
из парового объема конденсатора
В связи с поступлением в конденсатор неконденси-
рующихся газов давление в нем равно сумме парциаль-
ных давлений водяного пара и всех газов, а конденсация
водяного пара будет происходить при его парциальном
давлении, отвечающем температуре насыщения. Таким
образом, давление в конденсаторе тем значительнее от-
личается от парциального давления водяного пара, чем
больше газосодержание. Только при нулевом газосодер-
жании давление в конденсаторе станет равным тому
наименьшему давлению, которое определяется темпера-
турой охлаждающей воды. Поэтому от степени удаления
неконденсирующихся газов из конденсатора зависит сте-
88
пень расширения пара в турбине, т. е. тепловая эконо-
мичность и удельный расход пара.
Наличие газов неблагоприятно также и с точки зре-
ния величины коэффициента теплоотдачи при конденса-
ции и потребной величины поверхности теплообмена
в конденсаторе. Так, при концентрации газов, равной
1%, коэффициент теплоотдачи при конденсации пара
уменьшается в 2 раза по сравнению с величиной, отве
чающей чистому пару, при 2,5—3%—уже в 4 раза.
Количество подсасывае-
мого воздуха зависит от со-
стояния уплотнений в ме-
стах соединений, находя-
щихся под разрежением, и
не поддается расчетному
определению. Обобщение
большого количества дан-
ных эксплуатации позволя-
Рис. 8.4. Изменение давления
в конденсаторе по мере движе-
ния пара к месту отсоса.
PK=Sp — суммарное давление: рп—
парциальное давление пара; рг_в—
парциальное давление газовоздуш-
ной смеси; \рк — паровое сопротив-
ление конденсатора.
ет нормировать присосы
воздуха в зависимости от
мощности турбины в преде-
лах от 30 до 60 кг/ч-
Количество воздуха, про-
никающего в конденсатор,
по сравнению с расходом па-
ра очень мало. Поэтому при
непрерывном отсосе воздуха давление в конденсаторе
(и, следовательно, за турбиной) устанавливается равным
давлению, соответствующему температуре насыщения.
Но в месте отсоса концентрация воздуха может быть
существенной (рис. 8.4). По мере движения к месту
отсоса полное давление изменяется мало, так как паро-
вое сопротивление невелико, а парциальное давление
воздуха или газоводушной смеси возрастает. Поэтому
парциальное давление водяного пара в месте отсоса
уменьшается и конденсат сконденсировавшегося в этой
области пара оказывается переохлажденным по отноше-
нию к остальному конденсату. Переохлаждение конден-
сата вызывает снижение тепловой экономичности уста-
новки.
Вместе с воздухом отсасывается и некоторое количе-
ство пара, что может вызвать потерю конденсата, для
исключения которой паровоздушная смесь должна быть
охлаждена в соответствующем теплообменнике с воз-
89
врагом конденсата в систему. Так как поверхность теп-
лообмена такого теплообменника тем больше, чем боль-
ше пара в отсасываемой смеси, то отсос целесообразно
делать в области завершения конденсации. Поэтому
место отсоса зависит прежде всего от направления по-
токов пара в конденсаторе, в зависимости от которого
различают конденсаторы с нисходящим (рис. 8.5,а),
восходящим (рис. 8.5,6) и боковым (рис. 8.5,в) пото-
ками.
Рис. 8.5. Схемы расположения теплообменных по-
верхностей и потоки пара в конденсаторах.
воздуха
Большая компактность конденсатора, .приведенного
иа рис. 8.5, а, является кажущимся его преимуществом,
так как паровое сопротивление его наибольшее — малы
проходные сечения в начале потока пара (на его пол-
ном расходе), а омывание паром всей поверхности на-
грева затруднено. Главный недостаток этой схемы —
наибольшее переохлаждение конденсата, так как завер-
шение пути пара к месту отсоса совпадает с местом
отвода конденсата. Современные схемы конденсаторов
(рис. 8.5, б и в) выполняются регенеративными, т. е. за
счет контакта конденсата, сливающегося в конденсато-
сборник, с основным потоком пара, поступающего в кон-
денсатор, предупреждается или ликвидируется пере-
охлаждение конденсата.
Воздух непрерывно отсасывается основным паро-
струйным эжектором. Пар к пароструйному эжектору
подводится из отборов турбин или от испарителей по-
вышенного давления. Можно использовать и выпар де-
аэраторов повышенного давления, что пока еще не иа-
шло широкого распространения, но перспективно и це-
лесообразно, так как ликвидируется лишний элемент —
охладитель выпара, а расход пара с выпаром практи-
чески равен расходу, требующемуся для работы основ-
90
ных эжекторов. Для пусковых режимов к основным .и
пусковым эжекторам предусматривают также подвод
свежего пара через редукционную установку.
Для выброса воздуха его давление за эжектором
должно быть выше атмосферного, при этом на двух-
контурных станциях воздух выбрасывается непосредст-
венно в атмосферу, а на одноконтурных — через систе-
му технологической вентиляции.
Рис. 8.6. Схема включения паровых эжекторов для отсоса газовоз-
душнои смеси из конденсаторов
1— подвод рабочего пара; 2 — выпуск воздуха; 3 — вторая ступень основного
эжектора; 4— перемычка для возможности работы одной второй ступени при
пуске турбины; 5 — первая ступень основного эжектора; 6 — отвод конденсата
в паровой обьем конденсатора; 7 — пусковой эжектор; 8 — отсос воздуха из
конденсатора, 9 — конденсатор турбины; 10 — конденсатный насос; 11—пере
пуск конденсата рабочего пара эжекторов из холодильника второй ступени
в холодильник первой ступени; 12 — трубопровод для рециркуляции конденса-
та турбины при ее пуске; 13 — клапан рециркуляции и поддержания уровня
в конденсаторе; 14 — первый регенеративный ПНД.
Расход рабочего пара на эжекторы составляет за-
метное значение (0,5—0,8% расхода на турбину), и,
кроме того, некоторое количество пара поступает с воз-
духом из конденсатора. Во избежание потерь конден-
сата и для уменьшения тепловых потерь с рабочим па-
ром конструкция эжекторов органически сочетается
с холодильниками пара. Эти теплообменники охлажда-
ются основным .конденсатом турбин, поэтому их пра-
вильнее называть подогревателями на сбросном паре
эжекторов.
Затраты на эжекторы с охладителями пара тем мень-
ше, чем меньше расход пара. Последнее достигается
за счет применения двух- и трехступенчатых эжекторов
с одинаковыми степенями сжатия для каждой из сту-
пеней.
Схема двухступенчатой пароэжекторной установки
представлена на рис. 8.6. Чем ниже температура кон-
91
дсисата в охладителях, тем полнее будет сконденси-
рован рабочий пар первой ступени. Эго уменьшит от-
сос паровоздушной смеси во вторую ступень, что в свою
очередь позволит снизить расход пара на нее и тем
самым общую подачу пара на эжекторы. Пароэжек-
торные охладители всегда устанавливают непосредст-
венно после конденсатного насоса, т. е. первыми по
ходу конденсата -в регенеративной системе. Использо-
вание теплоты конденсации пара эжекторов в системе
регенерации обязательно, так как оно не гак мало:
турбинный конденсат подогревается в этих теплообмен-
никах на 3—5 °C для 'Конденсационных станций и на
7—10 °C для теплофикационных в связи с меньшим
пропуском для них пара в конденсатор.
Кроме основного, постоянно работающего эжектора
предусматривают установку специального пускового
эжектора, включаемого в процессе пуска для первона-
чального удаления воздуха из конденсатора и корпуса
турбины, который при ее холостом ходе также нахо-
дится под разрежением. В связи с кратковременностью
работы пускового эжектора его конструкция обычно
проста: его выполняют одноступенчатым и часто без
охладителей, а отсасываемую паровоздушную смесь
сбрасывают непосредственно в атмосферу. В однокон-
турных станциях отсасываемая парогазовая смесь ра-
диоактивна. В связи с этим обязательно устанавливать
охладитель и у пускового эжектора.
Учитывая большое влияние давления в конденсато-
ре на экономичность турбинной установки, основные
эжекторы устанавливают с резервом—-два работающих
и один резервный, а пусковые эжекторы без резерва.
В область отсоса газов из конденсатора сбрасывают
и паровоздушную смесь из ПНД для последующего
совместного удаления из системы. Особенно большое
значение это имеет для одноконтурных АЭС, в которых
вес сбрасываемые радиоактивные потоки должны быть
по возможности объединены. Для этих станций следует
направлять в область отсоса конденсатора также и
охлажденный выпар деаэраторов.
Для поддержания расчетного вакуума, с одной сто-
роны, необходимо не допускать повышения уровня кон-
денсата в конденсаторе, так как при этом из теплооб-
мена будет исключаться часть поверхности охлаждения.
С другой стороны, нельзя допускать и значительного
92
снижения уровня конденсата в конденсаторе, а тем бо-
лее полного опорожнения конденсатора, так как это
может привести к уменьшению давления воды над на-
сосом п к кавитации при входе в конденсатный насос.
Уровень конденсата в конденсаторе поддерживается
специальным клапаном рециркуляции.
8.3. Деаэрация в конденсаторе
При непрерывном отсосе газов из конденсаторов од-
новременно осуществляется дегазация образующегося
конденсата. В конденсаторе имеется полная возмож-
Рис. 8.7. Схема организации
основных потоков при бар-
ботажной деаэрации в кон-
денсаторе.
ность организовать этот процесс с неменьшим успехом,
чем в собственно деаэраторе,
если исключить переохлажде-
ние конденсата.
В настоящее время деаэра-
ция в конденсаторе считается
обязательной независимо от
наличия деаэратора. Пример
организации деаэрации пока-
зан на рис. 8.7. Деаэрация кон-
денсата происходит прежде
всего за счет отсоса и удале-
ния газов пароструйными
эжекторами, а окончательная
деаэрация происходит в бар-
ботажном устройстве внизу
конденсатора, где конденсат,
прежде чем поступить к кон-
денсатному насосу, барботиру-
ется паром, поступающим по
линии 10 из последнего отбора
турбины под дырчатый щит 9. Паровоздушная смесь из
объема над барботажным устройством направляется пе-
регородкой в область отсоса газов из конденсатора п
охлаждается в охладителе 5, отделенном ог основной
теплообменной поверхности конденсатора 6 перегород-
кой, переходящей в нижней своей части в дырчатый
щит. Образовавшийся здесь конденсат сливается через
этот шит и деаэрируется потоком паровоздушной сме-
си, движущимся навстречу.
Основной конденсат, подлежащий деаэрации, по-
ступает под перегородку 7, деаэрируется барботажным
93
ларом и сливается через верх перегородки 8 к кон-
денсатному насосу. Вместе с конденсатом на деаэра-
цию поступает и добавочная обессоленная вода, пода-
ваемая по линии 1 в паровой объем конденсатора че-
рез распылитель.
Из рис. 8.7 видно, что конденсат пара из эжекторов
проходит двухступенчатую деаэрацию, так как .кисло-
родосодержание его наибольшее. Подача конденсата
происходит по линии 3 через распылитель в область
над охладителем 5 паровоздушной смеси. Встречный
Рис. 8.8. Схема установки для сжигания водорода, отсасываемого
вместе с паровоздушной смесью из конденсатора одноконтурной
АЭС.
1 — подвод пара из деаэратора к основному эжектору; 2— подвод парогазо-
вой смеси из конденсатора; 3 — трехступенчатый эжектор; 4— холодильники
первой (Г), второй (//) и третьей (III) ступеней эжекторов; 5 — отвод кон-
денсата после холодильников эжекторов в конденсатор турбины; 6 — подвод
конденсата после конденсатного насоса первого подъема на холодильники
эжекторов; 7 — электронагреватель контактного аппарата; 8 — контактный аппа-
рат для сжигания водорода; 9 — конденсатор контактного аппарата; 10 — от-
вод конденсата в конденсатор; 11 — подвод конденсата после конденсатного
насоса второго подъема на конденсатор контактного аппарата и его отвод ко
всасу этого насоса; 12 — отвод в систему дезактивации газообразных сбросов;
13— отвод конденсата к конденсатоочистке; 14— дополнительный подвод пара
□ри необходимости разбавления смеси, подаваемой в контактный аппарат.
94
поток .пара, идущий к штуцеру 4 отсоса из конденса-
тора, вентилирует конденсат, освобождая его от кисло-
рода. Вторая, окончательная ступень деаэрации осу-
ществляется в барботажном устройстве совместно с ос-
новным потоком конденсата. Позиции 2 и 11 — соответ-
ственно выхлоп .пара из турбины и отвод продеаэри-
рованпого конденсата к конденсатным насосам.
В одноконтурных станциях паровой эжектор непре-
рывно удаляет образующиеся .в реакторе продукты ра-
диолитического разложения воды, в том числе атомар-
ный водород и атомарный кислород. Для предотвра-
щения возможного образования гремучей смеси в спе-
циальных контактных аппаратах организуют сжигание
водорода (рис. 8.8). Если основной эжектор имеет хо-
лодильники не после всех трех ступеней, а только после
двух первых, то перед электронагревателем контактного
аппарата устанавливают специальный холодильник,
максимально сокращающий объемы, проходящие в кон-
тактный аппарат. Электронагреватель позволяет уско-
рить реакцию в контактном аппарате. Для предотвра-
щения образования гремучей смеси па тракте от холо-
дильника третьей ступени эжектора до контактного ап-
парата концентрация водорода разбавляется за счет
подачи дополнительного пара (линия 14).
8.4. Методы борьбы с присосами охлаждающей воды
в конденсаторах
Борьба с присосами охлаждающей воды в конден-
саторах имеет очень большое значение для экономич-
ности и надежности работы АЭС. При значительном
присосе охлаждающей воды заглушают или заменяют
разрушенные трубки, что требует останова установки.
Если конденсатор имеет две самостоятельные половины
для подачи охлаждающей воды (см. гл. 9), то можно
отключать подачу циркуляционной воды в ту часть кон-
денсатора, где находится аварийная трубка, при этом
турбинная установка будет продолжать работать, хотя
и на сниженной нагрузке.
Присос охлаждающей воды измеряется в процентах
от расхода пара на турбину и составляет обычно
0,002—0,005%. Предельно допустимый присос равен
0,02% (для сильноминерализованных вод, например
морских, существенно меньше).
95
Создание абсолютно плотного конденсатора невоз-
можно. Наиболее вероятным местом неплотностей яв-
ляются места соединений трубок с грубными досками.
Для борьбы с присосом ранее использовались двойные
трубные доски и «солевые» отсеки, что усложняло и
удорожало установку, но не могло полностью обеспе-
чить высокую чистоту конденсата, поэтому использова-
ние их нецелесообразно.
Наиболее простой и дешевый метод борьбы с при-
сосами в местах вальцовок — применение уплотняющих
обмазок, которые наносят на трубную доску при мон-
таже конденсатора и восстанавливают в процессе ре-
монта при эксплуатации. Присос охлаждающей воды
связан не только с неплотностями в местах вальцовок,
но и с коррозионными трещинами, возникающими в ре-
зультате процессов коррозии материала десятков тысяч
трубок. Только обессоливание всего конденсата позво-
ляет надежно предотвратить вредное влияние присоса.
Поэтому для АЭС, особенно одноконтурных, обязатель-
но обессоливание всего расхода конденсата. Кроме то-
го, независимо от принятых решений благоприятна
большая толщина основных трубных досок, так как при
этом увеличивается глубина и, следовательно, плотноегь
вальцовки. Такое решение принято для всех конден-
саторов турбин АЭС.
Ионообменная конденсатоочистка удаляет как соли
жесткости, так и хлорид-ион, т. е. полностью обеспе-
чивает требуемое качество конденсата для одноконтур-
ных АЭС. Немаловажное значение имеет такая установ-
ка и для защиты реактора одноконтурной АЭС от воз-
можных аварийных ситуаций, например, при разрыве
конденсаторных трубок. Ионообменные фильтры на кон-
денсате одноконтурной станции, так же как и нижняя
(водяная) часть конденсатора, должна иметь биоло-
гическую защиту. Это должно быть учтено и при ре-
генерации отработавших смол.
8.5. Современные конденсаторы турбин
насыщенного пара АЭС
Конденсаторы для турбин относительно небольших
мощностей, например для АЭС с ВВЭР-440, изготав-
ливаются цилиндрической формы для уменьшения тол-
щины стенки. Для мощных турбин размеры конденса-
торов становятся настолько большими, что появляется
9G
необходимость транспортировки их в разобранном ви-
де и сборки на месте установки. Корпуса этих конден-
саторов выполняются прямоугольной 'формы с внутрен-
ним оребрением для уменьшения необходимой толщины
стенки. Такая форма корпуса облегчает монтаж кон-
денсатора на месте и обеспечивает более свободный
проход пара к поверхности теплообмена, чго уменьша-
ет паровое сопротивление конденсатора.
При пусконаладочных работах и при аварийном
сбросе нагрузки турбиной возникает необходимость
сброса пара, минуя турбину. В первых проектах АЭС
для приема пара в этих режимах предусматривались
большие теплообменники, в которых конденсация пара
обеспечивалась при некотором противодавлении. Услов-
но их называли технологическими конденсаторами и
рассчитывали на большие расходы пара. Эти теплооб-
менники использовались также в режиме расхолажи-
вания реактора. Такое решение 'было чрезвычайно до-
рогим. В настоящее время для расхолаживания исполь-
зуется основное оборудование, а для пусковых режи-
мов — технологический конденсатор, рассчитанный на
прием малого расхода пара (до 10% полного).
Остальные задачи, рацее возлагавшиеся па техноло-
гический конденсатор, должен выполнять основной кон-
денсатор, что учитывается при его разработке. В тепло-
вой схеме АЭС предусматривают линии сброса пара
в конденсатор помимо турбины через быстродействую-
щую редукционную установку (БРУ) (см. гл. 14). При
этом сброс пара производится .в паровое пространство
переходного патрубка (от турбины к конденсатору). Пе-
ред этим патрубком пар, прошедший БРУ, увлажняется
за счет впрыска конденсата и пропускается через си-
стему кольцевых дросселей. В них давление после БРУ
(0,6—0,8 МПа) срабатывается до вакуума в конден-
саторе и одновременно происходит улучшенный контакт
со впрыснутой водой. Систему увлажнения и оконча-
тельного дросселирования располагают вне переходно-
го патрубка.
8.6. Выбор и установка конденсатных насосов
Расходы пара на турбину и в конденсатор зависят
от времени пода, что связано с сезонным изменением
температуры охлаждающей воды и соответственно ва-
7—92 97
куума в конденсаторе и термического КПД турбинной
установки. Поэтому подачу конденсатных насосов надо
выбирать в расчете на 100%-ную нагрузку турбины
в условиях летнего периода и с учетом расхода дрена-
жей ПНД, если они подаются в конденсатор.
Давление конденсатных насосов определяют, исхо-
дя из давления в деаэраторе и сопротивления всей ре-
генеративной системы и всего тракта от конденсатора
до деаэратора.
, Если применена 100%-ная коиденсатоочистка, то
используют .двухподъемные конденсатные насосы, т. е.
устанавливают после конденсатора конденсатные насо-
сы первого подъема (K.HI), а .после конденсатоочшст-
ки — второго подъема (KHII) (рис. 8.9, а). Подачи этих
насосов должны быть одинаковыми. Flacoc первого
подъема преодолевает сопротивление тракта до коп-
дсисатоочистки и ее фильтров, насос второго подъ-
ема — сопротивление остального тракта до деаэратора,
т. е. напор его больше, чем напор насоса первого подъ-
ема, при этом фильтры кондеисатоочмстки работают
под малым давлением. В принципе возможна и одно-
подъемная схема (рис. 8.9,6). Однако при этом фильт-
ры должны быть рассчитаны па полный напор насоса,
т. е. на давление около 2,0 МПа, что нерентабельно.
Для предотвращения кавитации в конденсатных на-
сосах их устанавливают с определенным подпором по
Рис. 8.9. Установка конденсатных насосов: двухнодъемная (а) и
одноподъемная (б).
1 — конденсатор; 2— конденсатный насос I подъема; 3 — коиденсатоочистка;
4—'Конденсатный насос II подъема; 5 — конденсатный насос полного подъема.
Рис. 8.10. Схема включения конденсатных насосов при установке
двух рабочих и одного резервного.
98
отношению к конденсатору. Если конденсаторы уста-
навливают в «подвальном» помещении, то значение
подпора, естественно, очень ограничено, поэтому сопро-
тивление всасывающей линии от конденсатора до на-
соса должно быть минимальным.
Если принята бездеаэраторная схема, то конденсат-
ный насос создает подпор для питательного. Поэтому
выбор обоих насосов необходимо делать совместно.
В качестве 'конденсатных насосов применяют сальнико-
вые центробежные (обычно многоступенчатые) насосы,
т. е. насосы с протечкой, с расположением под ними
приямка и откачкой дренажа в баки «грязного» кон-
денсата. Такое решение наиболее просто и экономично;
его применяют и для конденсатных насосов однокон-
турных АЭС. Привод конденсатных насосов — только
электрический.
Для выбора числа и подачи 'Конденсатных насосов
решающее значение имеет подход к их резервирова-
нию. В этом вопросе еще нет установившегося мнения.
Так как установка конденсатного насоса обходится не-
дорого, то более целесообразно использовать три насо-
са— два рабочих и один резервный — каждый по 50%
подачи (рис. 8.10).
Вопросы и задание для самопроверки. 1. Каковы назначение и
состав конденсационной установки?
2. Составьте тепловой баланс конденсационной установки?
3. Что такое кратность охлаждения и в каких пределах и ис-
ходя из каких соображений ее выбирают?
4. Каковы пути поступления газов в паровой объем конденса-
тора?
5. Каково назначение отсоса парогазовой смеси из конденсато-
ра и как он выполняется?
6. В чем вред переохлаждения конденсата в конденсаторе?
7. Как используется теплота конденсации отработавшего пара
эжекторов?
8. Как организуется деаэрация конденсата в конденсаторе?
9. В чем проявляется вредное действие присоса охлаждающей
воды в конденсаторах?
10. Каковы методы ликвидации последствий присосов охлаж-
дающей воды в конденсаторах?
11. Как выбирают число и производительность конденсатных
насосов?
у *
99
Глава девятая
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
9.1. Назначение системы технического водоснабжения
От многих агрегатов АЭС, как основных, так и
вспомогательных, а также из отдельных ее помещений
необходимо отводить в окружающий воздух большое
количество теплоты. Для того чтобы охлаждающие по-
верхности и устройства в пределах главного корпуса
были компактными, в качестве промежуточной охла-
дительной среды для оборудования и помещений глав-
ного корпуса используют техническую воду, которую
затем охлаждают вне главного корпуса. Отдельные си-
стемы охлаждения, объединенные в единую, называют
системой технического водоснабжения.
Часовые расходы в системе технического водоснаб-
жения в наибольшей степени определяются потреб-
ностью в охлаждающей воде конденсационной уста-
новки. Для АЭС расходы циркуляционной воды 'кон-
денсаторов существенно больше, чем на обычных теп-
ловых электростанциях, в связи с применением на АЭС
турбин насыщенного пара невысоких давлений. В этих
условиях в конденсаторы поступают существенно боль-
шие расходы пара по сравнению, например, с турбина-
ми закр.итических параметров, устанавливаемых па
ТЭС.
В связи с большими расходами охлаждающей во-
ды химическая обработка ее экономически невыгодна.
Ограничиваются только грубой механической очисткой
и периодическим хлорированием для борьбы с микро-
организмами.
Кроме конденсаторов турбин потребителями охлаж-
дающей воды на АЭС являются: маслоохладители и
воздухоохладители турбогенераторов; подшипники на-
сосов и других вспомогательных агрегатов; теплооб-
менники вентиляционных систем, бассейнов выдержки
и перегрузки, расхолаживания реактора, автономных
контуров главных циркуляционных насосов; спецводо-
очистка. Кроме того, техническая вода подается в си-
стему водоподготовки и для санитарно-бытовых нужд.
Если в качестве охлаждающей воды используют мор-
скую воду, то прямое ее применение возможно только
для конденсаторов, масло- и газоохладителей, а систе-
100
му водоподготовки, санпропускники .и прачечные пере-
водят на другой источник водоснабжения.
Для потребителей, непосредственно связанных с ре-
акторной системой, применяют как обязательный при
любом качестве воды технического .водоснабжения про-
межуточный контур.
На рис. 9.1 показано необходимое соотношение дав-
лений в промежуточном контуре и сопряженных с ним
системах, исключающих распространение радиоактив-
ности на станции: давление рх в первом контуре всегда
значительно выше давления р2 в промежуточном кон-
Рис. 9.1. Схема обеспечения техниче-
ской водой отдельных потребителей
при речной исходной воде (как при
прямоточной, так и при оборотной си-
стемах).
1 —- циркуляционный насос конденсацион-
ной установки; 2 — конденсаторы, масло-
охладители и газоохладители турбогенера-
торов; 3 — подшипники насосов и других
вспомогательных агрегатов, теплообмен-
ники вентиляционных систем; 4—в систему
водоподготовки второго контура и на вос-
полнение убыли в оборотной системе ох-
лаждения; 5 — промежуточный контур тех-
нической воды для охлаждения потребите-
лей реакторного зала; 6 — потребители
реакторного зала — теплообменники расхолаживания реактора и охлаждения
автономных контуров ГЦН реактора, охладители проб реакторной воды и
пара; 7 — насос промежуточного контура технической воды; 8 — насосы пода-
чи технической воды к системам отдельных потребителей, кроме конденсато-
ров.
туре, 'поэтому перетечка радиоактивной воды возможна.
Если принять давление в промежуточном контуре р2
меньше, чем давление р3, то переток воды из промежу-
точного контура .в основную охлаждающую воду будет
невозможен.
Потребности отдельных агрегатов и помещений
в расходах охлаждающей воды и необходимых ее дав-
лениях различны. Каждая система должна проектиро-
ваться отдельно с выбором трассировки и насосов для
нее. Как видно из рис. 9.1, конденсаторы охлаждают
изолированно от других систем, так 'как существуют ре-
жимы, при которых турбина выключена, а охлаждение
отдельных систем необходимо.
Подача технической воды к особо ответственным
потребителям, не допускающим перерыва в охлаждении
(например, к теплообменникам автономных контуров
главных циркуляционных насосов и к теплообменникам
САОЗ, см. гл. 10) осуществляется по трем-четырем ав-
101
тономным линиям, каждая из которых рассчитана на
50% потребного расхода и снабжена отдельным насо-
сом. Охлаждающая вода подается также в баки тех-
нической воды, снабженные аварийными насосами, ав-
томатически включающимися при обесточивании.
9.2. Охлаждение конденсаторов турбин
Основные потребители охлаждающей воды (до 90%
всего расхода) —конденсаторы турбин. Кроме того, как
показано в гл. 8, именно конденсаторы требуют наи-
более глубокого охлаждения, т. е. наименьшей темпе-
ратуры воды на входе. Поэтому выбор системы охлаж-
дения технической воды нужно рассматривать прежде
всего применительно к циркуляционной коде конденса-
торов.
Удобнее всего располагать АЭС вблизи крупного
естественного источника с забором из него холодной
воды из сбросом в него же нагретой, при этом охлаж-
дающая вода проходит теплообменные устройства стан-
ции однократно (без циркуляции). Такую систему на-
зывают проточной или прямоточной. Она применима
при использовании в качестве источника водоснабже-
ния озер, морей и рек (если их минимальный дебит
в 2—3 раза превышает потребности станции в охлаж-
дающей воде). Если это условие не удовлетворяется, то
применяют циркуляционное (оборотное) водоснабжение,
при котором охлаждающая вода проходит через тепло-
обменные устройства станции многократно. Возможна
также смешанная система технического водоснабжения,
представляющая собой комбинацию прямоточного и
оборотного. В оборотных системах водоснабжения для
охлаждения циркуляционной воды используют естест-
венные или искусственные пруды, брызгальные бассейны
и градирни различных типов. Для прямоточного и
особенно для прудового водоснабжения сбрасываемую
теплую воду надо подавать с некоторым заглублением
во избежание образования туманов над водоемом
в близлежащей местности, а также возможного «цвете-
ния» воды.
От выбранной схемы водоснабжения зависит началь-
ная температура охлаждающей воды, поступающей на
станцию, и, следовательно, возможна глубина вакуума
в конденсаторе и значения потребных теплообменных
102
Таблица 9.1. Среднегодовые температуры охлаждающей воды
в зависимости от системы технического водоснабжения для
основных географических районов СССР, °C
Географический район Прямоточная система водо- снабжения Оборотные системы водоснаб- жения
с прудами- охладителями с брызгаль- ными бассей- нами и градир- нями
Урал и Сибирь 6—10 12—15 18—22
Средняя полоса европей- ской части СССР 10—12 15—20 18—22
Юг европейской части СССР 10—12 15—20 20—24
поверхностей. В табл. 9.1 приведены среднегодовые
температуры охлаждающей воды при входе ее на стан-
цию.
Расход воды на охлаждение конденсаторов зависит
от выбранного значения кратности охлаждения т [см.
уравнение (8.2)]. Вода может пройти конденсатор од-
ним потоком (одноходовой конденсатор), но может об-
разовать и несколько ходов. Наиболее употребителен
двухходовой конденсатор, в котором вода проходит
сначала по трубкам нижней половины конденсатора,
затем через поворотную камеру поступает в трубки
верхней половины конденсатора.
От скорости охлаждающей .воды в трубках конден-
сатора зависят коэффициенты теплопередачи и потреб-
ная поверхность теплообмена в нем. С увеличением
скоростей увеличивается сопротивление конденсатора по
стороне воды, а следовательно и расход электроэнергии
на перекачку. Это существенно ограничивает применяе-
мые скорости. Кроме того, ограничение скоростей воды
связано и с опасениями так называемой ударной (или
струйной) коррозии трубок под воздействием струй
охлаждающей воды. Обычно скорости воды принима-
ются для речных вод в пределах до 2 м/с, а для мор-
ских в связи с их агрессивностью — не более 1,5 м/с.
Поддержание одних и тех же скоростей воды за-
ставляет при одноходовых конденсаторах пропускать
через них большие расходы боды, чем -при двухходо-
вых, так как общее число трубок в трубной доске оста-
ется тем же. Кратности охлаждения m для одноходо-
103
вых конденсаторов получаются наибольшими и обычно
выше оптимальных по технико-экономическим сообра-
жениям. Одноходовые конденсаторы используют толь-
ко при прямоточных системах охлаждения или для
очень мощных конденсационных установок, когда по-
является ^возможность последовательного включения
двух конденсаторов. Расчеты показывают, что наилуч-
шие показатели имеют обычно двухходовые конденса-
торы. Более сложные трехходовые конструкции для
мощных турбин вообще не применяют, так как их со-
противление велико, а вход и выход водоводов не од-
носторонни, что неудобно в компоновке.
Рис. 9.2. Циркуляция охлаждающей воды при очистке конденса-
торных трубок.
7 — насосы очистки; 2 - водо-водяные эжекторы; 3 — шарикоулавливающая
сетка.
Рис. 9.3. Блочная схема включения циркуляционных насосов.
7 — маслоохладители; 2 — конденсатор; 3 —эжектор циркуляционной системы,
4 — г азоохладитель генератора; 5 —подъемные насосы газоохладителе ,
пиния рециркуляции; 7 — задвижка на сливных водоотводах, 8 — задвижка па
перемычке; механические фильтры; 10 - перемычка напорных водозодов;
77 —сброс промывочной воды механических фильтров; 12 — циркуляционные
насосы.
Охлаждающая вода перед входом в конденсаторы
проходит только первичную механическую очистку, по-
этому внутри трубой конденсатора возможны отложе-
ния, ухудшающие теплопередачу и соответственно ва-
куум. Свидетельством отложений является рост б/, С.
Для восстановления его до первоначальной величины
необходима очистка трубок.
104
Для очистки современных конденсаторов пользуются
резиновыми шариками, которые потоком воды прого-
няют внутри трубок и очищают их (рис. 9.2). В отво-
дящем водоводе около конденсатора устанавливаю! ша-
рикоулавливающую сетку. Из нее шарики вместе с не-
большим количеством воды отсасываются водо-водяным
эжектором и сбрасываются в подводящий водовод.
Эжектирующую воду подают к эжекторам от насосов.
При работающей турбине шарики циркулируют непре-
рывно.
Расход охлаждающей воды для конденсаторов опре-
деляют в соответствии с выбранной кратностью охлаж-
дения по уравнению (8.2) с увеличением па значение
расхода воды на масло- и газоохладители турбогенера-
тора, питающихся от той же системы, так как работа
охладителей связана с работой турбины не в меныпей
степени, чем конденсатора. На рис. 9.3 приведена схема
блочного включения циркуляционных насосов на каж-
дую половину конденсатора. Каждый из насосов подает
воду только в одну половину конденсатора. Водоснаб-
жение масло- м газоохладителей генераторов произво-
дят из перемычки от любого из насосов. Охлаждающая
вода масло- и газоохладителей проходит сетчатые ме-
ханические фильтры. В зимнее время применяют ре-
циркуляцию воды по линии 6,' чтобы исключить выпа-
дение влаги в газоохладителе генератора. Чтобы влага
не попадала в маслосистему, давление воды в масло-
охладителях должно быть ниже давления масла, по-
этому гидравлическое сопротивление маслоохладителей
невелико и установка дополнительных насосов не тре-
буется. В процессе пуска циркуляционной системы из
всех ее верхних точек с помощью пускового эжектора 3
должен быть удален .воздух, для чего предусматривают
соответствующие отводы.
Расход охлаждающей воды на конденсаторы турбин
при прямоточной системе технического водоснабжения
W^=nmDК4-1Г , (9.1)
где п — число конденсаторов; m — кратность охлажде-
ния (см. гл. 8); — расход пара в конденсатор, ко-
торый определяют для максимальной мощности турби-
ны и наименьшего вакуума (летний период); №гох —
расход воды на охлаждение масло- и газоохладителей
всех турбогенераторов.
105
Оборотные системы работают па принципе испари-
тельного охлаждения, т. е. отвод теплоты в воздух про-
исходит за счет парообразования части охлаждающей
воды с -выбросом образовавшегося пара. Кроме того,
оборотные системы имеют потери воды, уносимой с па-
ром, и постоянную продувку. С учетом этих обстоя-
тельств при оборотной системе технического водоснаб-
жения па се подпитку необходим расход воды
Гконд =мГ1СП+ГпроЛ, (9.2)
где ^"“ — количество испаренной влаги в j охладителе
оборотной системы в расчете на один конденсатор;
— расход воды на продувку оборотной системы.
Определим IF"“. При конденсации пара в конденсато-
рах необходимо отвести теплоту, определяемую как
nDuxr. Это количество теплоты передается технической
воде, т. е. тепловой баланс п конденсаторов составляет:
/гРкХкГк=nmDK (/zox2—^oxi), (9.3)
где DK — расход влажного пара в каждый конденсатор;
т —кратность охлаждения (см. гл. 8); хк— степень су-
хости пара, поступающего на конденсацию; гк — тепло-
та конденсации для условий конденсатора; /гОХ1 и Лох2—
энтальпии охлаждающей воды до и после конденса-
тора.
Так как охлаждение циркуляционной воды в охла-
дителе оборотной системы происходит за счет испаре-
ния части воды, то тепловой баланс охладительной
установки составляет:
nmDK (Лохг—йОХ1) =- (9.4)
где lFItcn — количество испаренной охлаждающей воды в
расчете на один конденсатор; х0Х— степень сухости
пара, образуемого в охладителе; гох — теплота парооб-
разования для условий охладителя
В интервале давлений 0,003—0,1 МПа теплота па-
рообразования практически постоянна. Степень сухости
пара, поступающего в конденсатор, составляет 0,93—
0,83, а для пара, выделяющегося из циркуляционной
воды, близка к 1. Поэтому -можно считать, что
Хь-г к—ох,
(9-5)
106
тогда совместное рассмотрение уравнений (9.3) и (9.4)
дает:
Ц7ИСП
ох
(9.6)
Из соотношения (9.6) видно, что количество воды,
теряемой оборотной системой на испарение, примерно
равно расходу пара в конденсаторы турбин, т. е. оно
довольно значительно, хотя существенно (в m раз)
меньше, чем расход циркулирующей воды. Так, для
АЭС мощностью 1000 МВт расход воды на испарение
в охладителе оборотной системы, т. е. потеря воды
в циркуляционной системе, составляет около 4000 т/ч
при общем расходе воды, циркулирующей в оборотной
системе технического водоснабжения, 200 000 т/ч.
Величину ^^°д. входящую в уравнение (9.2), прини-
мают равной до 5%
Для некоторых охлаждающих вод очистку конден-
саторных трубок шариками приходится дополнять си-
стематической, а иногда и непрерывной химической об-
работкой, так как возможно биологическое зарастание
и цветение в трубках конденсаторов. Для борьбы с эти-
ми явлениями применяют хлорирование охлаждающей
воды. При прямоточном водоснабжении хлорируется
вся вода, при оборотном — только подпиточная. Хлори-
рование производится систематически в течение 10 мин
с перерывом в течение часа во избежание приспосабли-
вания бактерий к хлорной среде.
При большой жесткости технической воды (более
5 мг-экв/кг) в конденсаторных трубках возможно обра-
зование низкотемпературной карбонатной накипи, ухуд-
шающей теплопередачу и вакуум. В связи с этим, а так-
же учитывая сложность химических очисток от накипи
многочисленных конденсаторных трубок, для таких вод
приходится прибегать хотя бы к упрощенной химиче-
ской обработке подпиточной воды.
Суммарный расход технической воды на АЭС опре-
деляют, увеличивая на 10—15% расход воды на кон-
денсаторы турбин.
9.3. Прямоточная система водоснабжения
Прямоточная система водоснабжения наиболее про-
ста и в 2—4 раза дешевле оборотной. Ее иреимущест-
107
Рис. 9.4. Схема прямоточного во-
доснабжения с сифонным устрой-
ством.
1 — приемный колодец; 2 — всасываю-
щая труба; 3 — циркуляционный насос;
4 — напорный трубопровод; 5 — конден-
сатор; 6 — сифонная труба; 7 — слив-
ной колодец.
во, по сравнению с оборотными системами, — более низ-
кая температура охлаждающей воды, а следовательно,
и более глубокий -вакуум. Применимость прямоточного
водоснабжения определяется не только дебитом источ-
ника (см. § 9.1), но и требованиями Госрыбнадзора:
в результате сброса нагретой воды температура в есте-
ственном водоеме не должна повышаться более чем па
5 °C летом и 3°С зимой.
При прямоточном водоснабжении могут применяться
как двухходовые, так и одноходовые конденсаторы.
Кратность охлаждения
может быть выбрана
большой, если по услови-
ям рельефа высота подъ-
ема мала, т. е. в таких
случаях можно принять
одноходовой конденсатор,
например с т = 100 (при
высоте подъема не более
10 м). При высоте подъ-
ема 20—25 м кратность
охлаждения т=50, и это
означает, что конденсатор
должен быть двухходо-
вым.
Обычно при прямоточ-
ном водоснабжении со-
здается береговая насос-
ная станция. Нагретую
воду сбрасывают в тот же естественный водоем. Однако
для предотвращения возможности подмешивания теплой
воды к холодной сброс осуществляют на расстоянии не
менее 40 м от водозаборного устройства причем если
источником водоснабжения выбрана река, то сброс де-
лают ниже по течению.
Для уменьшения давления циркуляционных насосов
в прямоточных системах водоснабжения слив произво-
дят с использованием сифона (рис. 9.4). Циркуляцион-
ный насос всасывает воду из приемного колодца, пре-
одолевая вакуумметрическую высоту всасывания. Ко-
нец сливного трубопровода опускают под уровень воды
в сливном колодце, что позволяет использовать сифон-
ное действие сливного трубопровода, при этом насос
должен преодолевать не полную геометрическую высо-
108
ту подъема воды ЯПОл, а лишь разность ЯПол—НСК9=
=НГ.
Теоретически 'высота сифона может быть равна 10 м,
т. е. соответствовать атмосферному давлению. Практи-
чески она составляет примерно 7,5—8 м, так как при
больших высотах сифона верхняя часть сливной трубы
оказывается под значительным разрежением, что сни-
жает надежность работы циркуляционной системы.
Рис. 9.5. Принципиальная схема прямоточного водоснабжения.
1 — водозаборный ковш; 2 — водоприемник 3 — береговая насосная; 4 — на-
порные магистральные подземные трубопроводы; 5 — конденсатор турбины; 6—
сливные сифонные колодцы; 7 — отводящие самотечные закрытые каналы; 8 —
сооружения для регулирования уровня воды в закрытых отводящих каналах;
9—открытый отводящий канал; 10— водосбросное устройство; 11— трубопро-
вод обогрева водозабора в зимнее время; 12— река.
Пример принципиальной схемы прямоточного водо-
снабжения представлен на рис. 9.5. Циркуляционные
насосы, установленные в береговой насосной, подают
воду на общий коллектор, откуда по стальным напор-
ным водоводам она поступает в машинный зал к кон-
денсаторам. После конденсаторов нагретая вода через
сифонные колодцы по железобетонному сливному кана-
лу возвращается в реку. В зимнее время часть нагре-
той воды через переключательный колодец 'может быть
направлена к водоприемному устройству для борьбы
с шугой. Водоприемные устройства снабжают установ-
109
ками грубой очистки и делят на секции с возможностью
отключения любой из них для ремонта или для гидрав-
лической очистки.
Большое значение имеет глубина водозабора. Чем
больше она, тем ниже температура охлаждающей •воды.
Желательна глубина водозабора до 4 <м. Для схемы,
показанной на рис. 9.5, напорные водоводы от всех
береговых насосных объединены в пределах машинного
зала. Для мощных турбин большее распространение
имеет блочная схема охлаждения (см. рис. 9.3), когда
не только каждый конденсатор, но и каждая его поло-
вина имеют самостоятельную систему с отдельным цир-
куляционным насосом в береговой насосной. В этом
случае резервные насосы в 'береговой насосной не уста-
навливают.
При прямоточном водоснабжении общая высота
подъема воды (давление .в напорном патрубке насоса)
колеблется обычно в пределах 8—12 м.
9.4. Основы работы охладителей оборотной системы
водоснабжения
В оборотных системах пода циркулирует по замкну-
тому контуру. Проходя через конденсатор и другие
теплообменники, она нагревается до температуры А, °C,
на входе в охладитель, а проходя через него, охлажда-
ется до температуры t2, °C. Для конденсатора темпера-
туры воды на выходе tox2i °C, и входе /Охь °C (см. гл. 8).
Поэтому t\—t2===tox2-^0X11 причем /1 = /ох2 И /2==^охь Т. 6.
если пренебречь потерей воды в системе, то равными
будут не только часовые количества теплоты, но и раз-
ности температур воды.
Тепловой анализ работы охладителей оборотных си-
стем удобно выполнять применительно именно к потоку
охлаждающей воды, проходящей через конденсаторы.
Разность температур до и после охладителя Л/=
—12 называют зоной охлаждения, которая, как было
показано выше, равна повышению температуры воды
при проходе через конденсатор и зависит только от ре-
жима его работы.
Влажность .воздуха определяют, сопоставляя его
температуры по показаниям сухого 0, °C, и смоченного
т, °C, термометров. Относительная влажность воздуха
ср представляет собой отношение парциальных давлений
НО
водяных паров при температурах т и 0. Если т=В, го
относительная 'влажность воздуха q?=100% и испари-
тельное охлаждение становится невозможным. Однако
обычно т<0 и соответственно ср<1ОО%, причем часто
значительно, т. е. в охладительных устройствах от ос-
новной массы воды отводится количество теплоты, рас-
ходуемой па испарение части влаги в воздух, относи-
тельная влажность которого менее 100%.
Рис. 9.6. Теоретический предел охлаждения воды за счет испари-
тельного охлаждения т (равный температуре мокрого термометра)
в зависимости от температуры воздуха по сухому термометру и
влажности воздуха ф.
Рис. 9.7. Температура воды после охладителя /2 в сравнении с тем-
пературой воды после конденсатора ZOx2, температурой воздуха 0,
°C, и теоретическим пределом охлаждения т, °C.
Температуру смоченного термометра т, зависящую
от влажности 'воздуха и его температуры, называют
также теоретическим пределом охлаждения воды. Из
рис. 9.6 видно, что при ср=100% температура воды не
может быть ниже температуры воздуха, но чем меньше
влажность воздуха, тем больше может быть охлаждена
вода по сравнению с температурой воздуха. Однако
действительная температура воды после охладителя h,
°C, всегда выше теоретического предела охлаждения на
значение б, °C (рис. 9.7), называемое относительным
пределом охлаждения, т. е.
/г=т-|-б, (9-7)
причем степень совершенства охладительного устройст-
111
ва характеризуется отношениями
— tz Lt
б — т Lt 4- 3 ’
или
(9-8)
(9.8a)
(G-^)
t <> 'С
Lt
~8~’
т. e. определяется практически величиной 6.
Чем больше поверхность контакта 'воды и воздуха,
т. е. поверхность, с которой происходит испарение, тем
интенсивнее происходит охлаждение. Чем интенсивнее
отвод образовавшихся водяных паров от поверхности
испарения, тем меньше относительная влажность воз-
духа вблизи нее и глубже охлаждение. Различные
охладительные устройства отличаются между собой по
этим показателям.
При выборе и оценке совершенства различных
охладительных устройств необходимо иметь в виду об-
щие габариты и стоимость сооружения охладительного
устройства. Для характеристики габаритов установки
пользуются понятием площадь орошения, понимая под
ней поперечное сечение места встречи охлаждаемой во-
ды с воздухом. Чем совершеннее охладительное устрой-
ство, тем больше поверхность контакта воды и воздуха
при той же площади орошения и тем больше основные
его характеристики, под которыми понимают удельную
гидравлическую нагрузку W/Sopovl, м3/(м2-ч), и удель-
ную тепловую нагрузку Qox/Sopoin, >кДж/(м2-ч).
9.5. Основные типы охладительных устройств
оборотных систем водоснабжения
Оборотные системы сооружаются с прудами-охлади-
телями, брызг.альными бассейнами или градирнями. Тип
охлаждающих устройств выбирают на основе технико-
экономических расчетов с учетом местных условий. Ес-
ли площадка строительства имеет ограниченные разме-
ры, исключающие возможность создания прудов-охла-
дителей, прибегают к строительству градирен.
При оборотном водоснабжении применяют только
двухходовые конденсаторы. Циркуляционные насосы,
как правило, устанавливают в отдельной насосной, но
допускается -и установка их в машинном зале у кон-
денсаторов турбин.
112
Наиболее простое и дешевое устройство — естествен-
ные или (чаще) ’искусственные пруды-охладители, для
образования которых может быть сооружена плотина
на реке, имеющей небольшой дебит, недостаточный для
прямоточного водоснабжения.
Схема прудового водоснабжения приведена на
рис. 9.8. Пруд располагают вблизи станции. Схема во-
доснабжения с прудами-охладителями наиболее близка
к схеме прямоточного водоснабжения.
Рис. 9.8. Схема оборотного водоснабжения с прудом-охладителем.
1 — струераспределительное устройство; 2— открытый отводящий канал; 3 —
сооружение для регулирования уровня воды в закрытых отводящих каналах;
4—закрытые отводящие каналы; 5 — конденсаторы; 6 — конденсаторное отде-
ление; 7— трубопровод обогрева водозабора; 8 — напорные трубопроводы
к конденсаторам; 9 — сливные сифонные колодцы; 10 — береговая насосная;
11 — водоприемник; 12— открытый подводящий канал; 13 — русло реки; 14—
пруд-охладитель; 15 — земляная плотина; 16— дополнительный железобетон-
ный водосброс плотины; 17 — река.
Вода охлаждается главным образом за счет испаре-
ния, однако для прудов-охладителей характерно наи-
большее по сравнению с другими охладителями участие
конвективного теплообмена в общем теплоотводе. Для
того чтобы вода при движении от места сброса до
места забора могла достаточно охладиться, необходима
определенная активная площадь пруда. Она меньше
полной поверхности пруда, так как часть воды, напри-
8—92 113
мер в наиболее глубоких областях, вообще не прини-
мает участия в тир'Куляции. Для увеличения относи-
тельной площади основного (транзитного) потока и
улучшения его формы устраивают специальные струе-
направляющие дамбы, отклоняющие транзитный поток
в сторону от водоприемного устройства. Чем больше
глубина водозабора, тем большая площадь пруда 'мо-
жет быть использована для охлаждения. Под активной
поверхностью пруда понимают условную поверхность
фиктивного пруда, в котором имеются только транзит-
ные потоки при тех же начальных и конечных темпе-
ратурах воды, что и для реального пруда-охладителя.
Активная поверхность
Sa=kS, (9.9)
где k — коэффициент использования пруда, равный 0,8—
0,9 при вытянутой форме, 0,6—0,75 — при неправильной
форме, 0,4—0,5 — при округленных очертаниях; А—
полная поверхность пруда, м2.
Недостаток прудов-охладителей — необходимость
производства довольно больших гидротехнических ра-
бот и большая площадь, требующаяся для размещения
прудов. Значительную экономию капиталовложений
можно получить при использовании для целей техниче-
ского водоснабжения водохранилищ гидравлических
электростанций относительно небольшой мощности.
При прудовом водоснабжении необходимо учитывать
наличие потерь воды и предусматривать способы ее вос-
полнения. Потеря воды из прудов вызывается не только
испарением части нагреваемой на станции циркуляци-
онной воды (см. § 9.2), но и естественным испарением
с поверхности пруда и фильтрацией через грунт.
Значение естественного испарения принимается на
основе гидрологических и метеорологических изысканий
с учетом выпадающих осадков, уменьшающих убыль
воды из пруда. Фильтрация через грунт зависит от
местных геологических условий и .в первые годы ра-
боты искусственных водохранилищ может достигать
значительных размеров. После заиления дна пониже-
ние уровня воды вследствие фильтрации можно прини-
мать равным 1 мм в сутки.
Глубина пруда должна быть не менее 4 м. Во избе-
жание недопустимого понижения уровня в пруде-охла-
дителе и уменьшения его активной площади убыль воды
114
должна восполняться. Прудовое водоснабжение требует
небольших расходов свежей воды, восполняющих поте-
ри (2—3% общего расхода). Поэтому возможно соору-
жение мощных АЭС в большом удалении от источни-
ков водоснабжения.
Основные преимущества прудов-охладителей по
сравнению с другими оборотными системами заключа-
ются в более низких и устойчивых температурах охлаж-
дающей воды, в связи с чем глубина вакуума при пру-
довом водоснабжении больше. Кроме того, для прудо-
вого водоснабжения высота подъема относительно неве-
лика— 2—8 м, поэтому расход электроэнергии на пере-
качку воды примерно в 2—2,5 раза меньше, чем при
оборотном водоснабжении с градирнями и брызгальны-
ми бассейнами, потери воды меньше, а обмерзание от-
сутствует. При большом колебании уровня воды в пру-
ду, обусловленном резкопеременным притоком воды в
течение года или сменой многоводных и маловодных
лет, целесообразно, как и при прямоточной системе во-
доснабжения, использовать дополнительно береговую
насосную с примыкающим к ней водоприемным устрой-
ством. Такую смешанную систему прямоточно-оборот-
ного водоснабжения создают также, когда расход воды
в реке недостаточен для прямоточной системы водо-
снабжения, но превышает наименьший приток, который
необходим при оборотном циркуляционном водоснабже-
нии с прудами-охладителями. В этом случае часть теп-
лой воды возвращают в пруд, а остальное ее количе-
ство поступает в реку ниже плотины по схеме прямо-
тока.
Для уменьшения необходимой площади, занимае-
мой охлаждающим устройством, может быть применено
охлаждение воды в брызгальных бассейнах. Это искус-
ственные бассейны или (реже) естественные водоемы,
над которыми через распыливающие сопла подается во-
да, подлежащая охлаждению. В этом случае при той
же поверхности водоема, что и пруда-охладителя, по-
верхность контакта с воздухом существенно возрастает,
так как она равна суммарной поверхности мелких ка-
пель. В результате увеличивается интенсивность испа-
рительного охлаждения.
Конструкции сопл, применяемых для распыливания
воды, многообразны. Основные требования, предъявля-
емые к ним — возможно более тонкое распыление при
8* 115
возможно меньших напорах, а также большая произ-
водительность, простота и незасоряемость.
Разрез по брызгальному бассейну представлен на
рис. 9.9. Глубина бассейна должна быть не менее 1,5 м,
чтобы вода не прогревалась солнцем. Для уменьшения
уноса капель ветром расстояние от крайних сопл до
борта бассейна принимают не менее 7,0 м. Бассейны
секционируют для удобства чистки и ремонта. Над ни-
ми прокладывают сеть разводящих труб, на которых рав-
номерно распределяют группы вертикальных сопл, рас-
Рис. 9.9. Разрез брызгального бассейна (размеры в метрах).
1— стальные опорные конструкции; 2 — распределительная труба; 3 — сопла;
4— роликовые опоры; 5 — нормальный уровень воды.
пыляющих воду, подаваемую к ним циркуляционными
насосами. Высота расположения сопл над уровнем воды
в бассейне должна быть не менее 1,5 м. Для хорошего
доступа воздуха ко всем соплам ширину бассейна при-
нимают равной 50—55 м.
Эффект охлаждения в брызгальных бассейнах уве-
личивается при более тонком распылении. Однако при
этом требуется больший расход электроэнергии для
создания большего напора перед соплами. Интенсив-
ность охлаждения возрастает с увеличением скорости
ветра, но одновременно растет потеря воды с уносом
капель. При работе брызгальных бассейнов возможно
образование тумана, которое может привести в зимнее
время к обледенению близлежащих сооружений, что не-
обходимо учитывать при разработке генерального пла-
на станции (см. гл. 12). Сопла устанавливают или по
одному, или группами до 5 шт. каждая с расстоянием
между ними в пределах 3—7 м.
Брызгальные бассейны по сравнению с прудами-ох-
ладителями занимают небольшие территории (в 30—
40 раз меньше). На АЭС их используют, например для
116
охлаждения воды промежуточных контуров реакторно-
го зала (см., например, поз. 7 на рис. 10.6).
Охлаждающая вода забирается из бассейна. Для
поддержания качества воды на допустимом уровне
часть воды продувается, а ее убыль восполняется. По
самотечным каналам вода поступает к насосам, уста-
новленным в реакторном помещении. Отводящие трубо-
проводы этих насосов напорные: их прочность должна
быть рассчитана на давление, необходимое для созда-
ния напора перед соплами и преодоления сопротивле-
ний на тракте до сопл.
Рис. 9.10. Принципиальная схема оборотного водоснабжения с гра-
дирнями.
/ — конденсатор; 2 — газоохладители генератора; 3 — маслоохладители турби-
ны; 4 — градирня; 5 — трубопровод сбросной воды от охладителей масла и
газа в подводящие водоводы; 6 — сборный бассейн охлажденной воды; 7 —
трубопроводы продувки циркуляционного контура; 8 — трубопроводы подпитки
циркуляционной системы; 9— сливные напорные трубопроводы к градирням;
10 — циркуляционные насосы; // — напорные трубопроводы к конденсаторам
турбин; 12— перемычка между сливными трубопроводами конденсатора; 13—
перемычка между напорными трубопроводами; 14— самотечные подводящие
водоводы к циркуляционным насосам.
Наименьшие площади требуются для размещения
градирен. Их постройка — обычно наиболее дорогое ре-
шение, но потери воды в них существенно меньше, чем
в брызгальных бассейнах. Различают следующие типы
градирен: открытые, в которых распределительная си-
стема расположена на открытом воздухе и закрытые,
где распределительное устройство ограждено башней—
башенные градирни. Для мощных станций применяют
только башенные градирни. Движение воздуха обеспе-
117
чивается за счет разности плотностей нагретого возду-
ха внутри башни и холодного — вне ее.
Для электростанций больших мощностей устанавли-
вают железобетонные градирни. В последнее время на-
чато строительство стальных градирен с внутренней
алюминиевой обшивкой, предохраняющей сталь от кор-
розионного разрушения.
При охлаждении в градирнях (рис. 9.10) вода пода-
ется в башню на некоторой высоте, поступает в распре-
делительную систему и в виде струй или пленок стека-
ет вниз, охлаждаясь по пути за счет испарительного ох-
лаждения. Холодный воздух поступает через «окна»
высотой 3—12 м ниже входа охлаждаемой воды, дви-
гаясь ей навстречу, нагревается за счет частичного
испарения воды и выбрасывается в атмосферу через
верх башни градирни. Работающие таким образом гра-
дирни нашли наибольшее распространение.
Для поддержания качцетва воды на требуемом уров-
не из системы (рис. 9.10) осуществляют продувку в
размере 5—6%. Убыль воды в связи с ее испарением и
продувкой восполняют подачей добавочной воды. С ма-
шинным залом градирня соединена напорными линия-
ми и водоподводящими самотечными каналами. При
установке более одной градирни предусматривают пе-
ремычки между ними и установку переключательного
Таблица 9.2. Характеристики охладителей оборотных
систем технического водоснабжения
Тип охладителя Удельная гид- равлическая нагрузка ^орош’ №/(м®-ч) Удельная тепло- нагрузка ^ох^орош’ кДж/(м2-ч) Удельная площадь оро- шения ‘^opoш/^э.ycт, № /кВт
Пруды-охладители 0,025—0,05 800—1600 14—7
Брызгал иные ба с сейны 1-1,5 30 000—50 000 0,35—0,2
Башенные железобе- тонные градирни с есте- ственной вентиляцией: капельные 3—7,5 100 000—250 000 0,1—0,05
пленочные 7—10 200 000—350 000 0,05—0,03
Башенные железобетон- ные градирни с искусст- венной вептитяцией капельные 5—7 170 000—200 000 0,07—0,05
пленочные 10—14 300 000—450 000 0,04—0,025
118
Рис. 9.11. Оросительные
устройства башенных градирен.
а — капельных; б — пленочных.
колодца для ремонта одной из градирен. В каждой гра-
дирне предусмотрена также возможность отключения
одной из се половин для ремонта.
По сравнению с брызгальными бассейнами градирни
обеспечивают более высокие показатели работы
(табл. 9.2) за счет более развитой поверхности контак-
та воды с воздухом. В за-
висимости от способа, кото-
рым это достигается, ба-
шенные градирни подразде-
ляют на капельные и пле-
ночные.
В башенных градирнях
теплоотвод за счет конвек-
ции практически отсутству-
ет, в открытых некоторая
роль конвективного тепло-
отвода существует. Основ-
ными частями башенной
градирни являются ороси-
тельное устройство, зани-
мающее примерно 1/8—1/4
общей высоты, вытяжная башня с опорной конструкцией
и сборный бассейн глубиной до 2 м. Нагретая вода по-
ступает в центральный распределитель и от него расхо-
дится по радиально расположенным распределительным
желобам, находящимся на высоте 6—10 м над собствен-
но оросительным устройством. Сливные трубки закапчи-
ваются па высоте 0,6—0,7 м над разбрызгивающей ро-
зеткой. Решетник капельной градирни состоит из боль-
шого числа (15—20) горизонтально расположенных
брусков треугольного или прямоугольного сечения с
шахматным (рис. 9.11,а) или коридорным расположе-
нием их по рядам. В башенных градирнях пленочного
типа оросительное устройство состоит из щитов, уста-
новленных со слабым наклоном к вертикали
(рис. 9.11,5). Со щитов стекает пленкой влага, с поверх-
ности которой происходит испарение. Щиты устанавли-
вают в один, два или три яруса. По сравнению с ка-
пельными градирнями пленочные допускают большие
скорости воздуха без опасений повышенного уноса
влаги. Поэтому их удельные нагрузки (см. табл. 9.2)
выше, но больше и расход воздуха, что требует увели-
чения высоты вытяжной башпи. Скорость воздуха в се-
119
чении между брусками (или щитами) принимают для
капельных градирен до 1,3 м/с и для пленочных — до
3,5 м/с. Наиболее распространены па мощных станциях
пленочные градирни из-за лучших удельных показа-
телей.
Общая высота оросительного устройства составляет
до 9—18 м. По периферии оросительного устройства
образуется воздушный коридор для защиты оросителя
от обледенения в зимнее время. Высота современных
градирен составляет 90—150 м, выходной диаметр их
45—60 м.
Если общее влияние ветра на работу брызгальных
бассейнов положительное (улучшение работы), то для
градирен, наоборот, чем больше скорость ветра, тем ху-
же охлаждение. Предполагается, что это происходит
из-за уменьшения расхода воздуха через градирню в
связи с проникновением холодного воздуха в верхнюю
часть башни, уменьшающего се тягу и увеличивающего
сопротивление на выходе воздуха из градирни.
Расход воздуха через градирню, практически опре-
деляющий ее удельную и общую нагрузку, зависит от
естественной тяги, развиваемой башней и равной обыч-
но 2—3 мм вод. ст. Стремление повысить этот расход
привело к созданию вентиляторных градирен, тяга в
которых за счет работы вентиляторов доходит до 15 мм
вод. ст. Основные показатели таких градирен сущест-
венно лучше (табл. 9.2), однако при этом расход элект-
роэнергии на собственные нужды увеличивается. В на-
стоящее время ведутся поиски более эффективных форм
вытяжных башен с естественной тягой. В последние
годы вместо деревянных стали применять асбоцемент-
ные щиты и сегменты с закреплением их в отверстиях
ригелей железобетонного каркаса башни. В этих усло-
виях пленочные градирни стали намного дороже ка-
пельных.
Кроме высокой стоимости недостатками градирен
являются также сложность их конструкции, необходи-
мость использования высококвалифицированной рабо-
чей силы для сооружения и ремонта и значительная зат-
рата материалов.
По из табл. 9.2 видно, что при переходе от прудов-
охладителей к градирням в 180—400 раз повышается
удельная нагрузка, т. е. уменьшаются потребные пло-
щади. При схемах с градирнями и брызгальными бас-
120
сейнами глубина вакуума примерно на 3% хуже, чем
при прямоточном и прудовом водоснабжении, поэтому
в жаркие периоды года мощности турбин часто ограни-
чиваются. Расход электроэнергии па собственные нужды
циркуляционной установки с градирнями и брызгаль-
ными бассейнами также больше, так как необходимая
высота подъема циркуляционных насосов составляет
18—20 м, в то время как для прудов-охладителей — 8—-
12 м. Длительность сооружения градирен значительно
больше, чем прудов-охладителей. Поэтому наиболее це-
лесообразным решением для АЭС является применение
прудов, и только при отсутствии необходимого места и
невозможности выбора иной площади для АЭС строят
градирни. Они безусловно будут единственным реше-
нием для АТЭЦ. Брызгальные бассейны для охлажде-
ния циркуляционной воды конденсаторов не применяют.
Они целесообразны для охлаждающей воды промежу-
точных контуров.
9.6. Выбор числа, типа и производительности
циркуляционных насосов
Потребный напор для циркуляционных насосов от-
носительно невелик (см. § 9.5). Это дает возможность
устанавливать одноступенчатые насосы с высоким КПД,
в результате чего уменьшается расход электроэнергии
на их привод — циркуляционные насосы всегда устанав-
ливаются с электроприводом.
Как сказано в § 9.1 и 9.2, расход охлаждающей во-
ды па мощных АЭС очень большой. Поэтому циркуля-
ционные насосы выбираются из числа существующих
осевых максимальной производительности. Как прави-
ло, применяют два насоса, обеспечивающих при одно-
временной работе 100%-ную подачу. При наличии пе-
ремычки между напорными линиями обоих насосов (см.
рис. 9.3) при выходе из строя одного из них обеспечи-
вается 60% полного расхода циркуляционной воды,при
этом мощность турбины уменьшается, а вакуум несколь-
ко ухудшается, однако не настолько, чтобы требовалось
резервирование циркуляционных насосов, которое вы-
зывало бы не только удорожание установки, по, глав-
ное, большое усложнение компоновки в связи с гро-
моздкостью оборудования. Такой подход к выбору чис-
ла и производительности насосов правомерен еще и по-
121
тому, что при подборе ориентируются па максимальный
потребный расход циркуляционной воды, отвечающий
летнему режиму и полной мощности турбин.
Для мощных турбин требуются водяные перемычки
большого диаметра. Поэтому, как следствие большой
надежности работы циркуляционных насосов, в послед-
нее время наметился отказ от водяной перемычки меж-
ду ними.
Вопросы для самопроверки. 1. Каково назначение системы тех-
нического водоснабжения? Каковы основные потребители техничес-
кой воды? В каких случаях применяется промежуточный контур
технической воды?
2. Как зависит вакуум в конденсаторе от температуры охлаж-
дающей воды?
3. Почему предпочтительнее двухходовые конденсаторы?
4. Как определяется расход воды па испарительное охлажде-
ние в оборотных системах и чему он равен?
5. Для чего и как ведется во время эксплуатации очистка кон-
денсаторных трубок?
6. Какие существуют системы водоснабжения?
7. В чем преимущества прямоточной системы охлаждения и ка-
ковы причины се ограниченного применения?
8. Какова зависимость испарительного охлаждения от относи-
тельной влажности воздуха?
9. Можно ли охладить воду до теоретического предела охлаж-
дения? Что такое относительный предел охлаждения?
10 Каковы основные типы охладительных оборотных систем во-
доснабжения? Каковы преимущества и недостатки каждой из них?
11. Почему не применяется резервирование циркуляционных
насосов?
Глава десятая
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС
С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
10.1. Общие тенденции развития
основных агрегатов АЭС
Как и для любой отрасли энергетики, общей тенден-
цией развития основного оборудования АЭС является
его укрупнение. Значительные концентрации мощностей
в одном агрегате позволяют создавать АЭС больших
суммарных мощностей. Укрупнение оборудования поз-
воляет сократить затраты труда и материалов при изго-
товлении и монтаже оборудования, обеспечивая тем са-
мым запланированный темп роста электроэнергетики.
122
Для АЭС раньше, чем в обычной теплоэнергетике,
началось и продолжается применение паровых турбин
мощностью 500 МВт, а реакторы типа РБМК начали
свою жизнь с единичных мощностей 1000 МВт, еще не
применяемых в обычной теплоэнергетике.
10.2. Развитие реакторных установок
Напомним, что в реакторную установку входят реак-
тор и основной, или главный, циркуляционный контур,
под которым понимается связанный с ним контур цир-
куляции теплоносителя. К реакторной установке отно-
сится также ряд вспомогательных систем. В условиях
нормальной эксплуатации к ним относятся системы:
компенсации объема, очистки воды реактора, подпитки
и расхолаживания реактора, дренажей, газового запол-
нения кладки реактора (при использовании графита в
Таблица 10.1. Развитие серийных реакторов
типа ВВЭР
Основные характеристики Реактор
ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Э юктрическая мощность, МВт Давление в корпусе реактора, МПа Температура воды на входе в ре- актор, °C Температура воды на выходе из ре- актора, °,С Подогрев воды в реакторе, °C Расход воды, циркулирующей в ре- акторе, №/ч Число парогенераторов и число пе- тель главного реакторного контура, шт. Производительность ГЦН, м3/ч Диаметр корпуса, м Высота корпуса, м Скорость воды в активной зоне, м/с Удельная плотность теплового по- тока, кДж/(.м2-ч) Высота активной зоны, м Условный (эквивалентный) диаметр активной зоны, м Диаметр стержневого твэла, мм Среднее обогащение топчива под- питки, °/о Средняя глубина выгорания, МВтХ Хсут/кг 440 12,5 268 301 33 39 000 6 6,5-103 3,84 11,8 3,5 1580-1О3 2,5 2,88 9,1 3,5 28,6 1000 16,0 289 322 33 76 000 4 19-Ю3 4,50 10,85 5,3 2270-103 3,5 3,2 9,1 4,4 40
123
качестве замедлителя), а также — бассейны выдержки
и перегрузки топлива, устройства периодической дезак-
тивации реакторной установки, воздушники и газовые
сдувки. Важнейшей системой, входящей в состав реак-
торной установки, является система аварийного охлаж-
дения активной зоны (САОЗ), включающаяся в рабо-
ту в аварийных условиях.
Увеличение единичной мощности реакторных уста-
новок типа ВВЭР показано в табл. 10.1. Из этой табли-
цы видно, что рост единичной мощности реактора до-
стигается за счет не только большего диаметра корпуса
реактора, что позволяет увеличить диаметр активной
зоны, по и повышения средних значений удельной плот-
ности теплового потока. Это достигается увеличением
скоростей воды в активной зоне. Важным также явля-
ется укрупнение парогенераторов и ГЦН (табл. 10.1),
в результате которого число реакторных петель контура
уменьшилось.
Корпус реактора, находящийся под воздействием
нейтронного облучения, требует к себе наибольшего
внимания. На первых реакторах типа ВВЭР отсутство-
вала возможность периодического контроля металла
корпуса, в современных конструкциях такая возмож-
ность предусмотрена: между сухой защитой и корпусом
реактора (рис. 10.1) имеется свободное пространство с
шириной сечения 720 мм. На этом же рисунке видна су-
хая защита, заменившая использовавшийся ранее для
этой цели кольцевой водяной бак. Для сухой защиты
использован серпентинитовый бетон, хорошо удержива-
ющий влагу (и, следовательно, водород) и уменьшаю-
щий утечку нейтронов из реактора.
В 11-й пятилетке строительство блоков ВВЭР-440 в
СССР будет практически завершено1. В этот период на
основе опыта работы головного блока ВВЭР-1000 на
Нововоронежской АЭС будет создан серийный блок
ВВЭР-1000, который станет основным для реакторов
типа ВВЭР.
Наряду с АЭС с реакторами типа ВВЭР в СССР
нашли широкое применение и АЭС с реакторами типа
РБМК- Отсутствие корпусов высоких давлений, нахо-
дящихся под воздействием потока нейтронов, является
большим преимуществом реакторов типа РБМК в срав-
1 Для АЭС других стран с менее развитыми энергосистемами
СССР будет продолжать поставлять энергоблоки ВВЭР-440.
124
Рис. 10.1. Сухая защита корпуса реактора (взамен
кольцевого бака), выполненная с доступом для
осмотра корпуса реактора.
1 — обычный бетон; 2 — несущая часть опоры реакторного
корпуса; 3 — подача воздуха (тепловой барьер между обыч-
ным и серпентинитовым бетоном); 4— труба для передви-
жения противовеса приводов ионизационной камеры; 5 —
кольцевое сечение для прохода воздуха, охлаждающего сер-
пентинитовый бетон; 6 — труба для опускания привода ио-
низационной камеры; 7 — опора реакторного корпуса.
нении как с реакторами ВВЭР, так и с зарубежными
реакторами одноконтурных АЭС, выполняемых корпус-
ными, несмотря на более высокую, чем у ВВЭР, стои-
мость 1 кВт установленной мощности.
Реакторы РБМК имеют возможность практически
неограниченного роста единичной мощности за счет
простого увеличения числа параллельных каналов. Но ка-
нальное выполнение реакторов РБМК усложняет систе-
му главного циркуляционного контура. Так, для ВВЭР
система реакторного контура состоит из четырех
Рис. 10.2. Контур многократной принудительной циркуляции реак-
тора РБМК-1000.
/ — канальный реактор; 2 — барабаны-сепараторы; 3 — всасывающий коллек-
тор ГЦН; 4— ГЦН; 5 — напорный коллектор ГЦН; 6 — распределительный
групповой коллектор.
(ВВЭР-1000) или шести (ВВЭР-440) петель, входящих
и выходящих из реактора. На каждой из петель распо-
ложен парогенератор (табл. 10.1). Для РБМК система
реакторного контура, чаще называемая контуром много-
кратной принудительной циркуляции (КМПЦ), сущест-
венно сложнее. На рис. 10.2 изображена правая поло-
вина реакторной установки, состоящая из двух бараба-
нов-сепараторов диаметром 2300 мм и длиной 30 м.
Питательная вода поступает по двум трубам диаметром
400 мм в коллектор в барабане. Смешиваясь с реактор-
ной водой, она по 24 опускным трубам диаметром
300 мм поступает во всасывающий коллектор 3 диамет-
ром 1200 мм и по четырем линиям диаметром 800 мм
из него подается к четырем ГЦН 4, откуда поступает в
126
напорный коллектор ГЦН 5 и из него в 24 распредели-
тельных, групповых коллектора (РГК) диаметром
300 мм 6. Из них по 836 трубам диаметром 50 мм вода
поступает в реактор. В связи с парообразованием в ре-
акторе объемы теплоносителя существенно возрастают
и от диаметра 50 мм каждый канал переходит к диа-
метру 70 мм. Кратность циркуляции /( принята равной
6—7, т- е. среднее массовое паросодержание на входе
в барабан-сепаратор, 1/А, составляет примерно 14%.
Реактор расположен в бетонной шахте размером
21,6x21,6 м и высотой 25,5 м, которая тоже намного
больше, чем для реактора типа ВВЭР-1000.
Таблица 10.2. Канальные реакторы
большой мощности
Основные характеристики Гип реактора
РБМК-1000 PPMK-150J
Электрическая мощность, МВт Давление в барабанах-сепараторах, МПа Расход воды, циркулирующей в ре- акторе, т/ч Высота активной зоны, м Диаметр активной зоны, м Число испарительных каналов, шт. Диаметр оболочки гвэлов, мм Среднее обогащение подпитки топ- лива, °/о Средняя глубина выгорания, МВт-сут/кг 1000 7,0 37 500 7,0 11,8 1693 13,6 2,0 18,1 1500 7,0 29 000 7,0 11,8 1061 13,6 2,0 18,1
Реакторы типа РБМК уже на первых блоках (Ле-
нинградская АЭС) имели единичную мощность
1000 МВт. Такие блоки работают и строятся на ряде
других АЭС. В 11-й пятилетке вступают в строй пер-
вые энергоблоки АЭС с более мощными реакторами
РБМК-1500, т. е. и для канальных реакторов проявляет-
ся укрупнение единичной мощности (табл. 10.2). Осо-
бенно следует отметить, что размеры активной зоны
сохраняются прежними, а подъем мощности обеспечи-
вается за счет роста интенсивности теплообмена при
помощи специальных интенсификаторов.
Большое преимущество—практически неограниченная
возможность повышения мощности за счет увеличения
127
числа каналов — является одновременно и недостатком
таких реакторов, так как встречаются определенные
трудности в трассировке большого количества подводя-
щих и отводящих труб к раздающим коллекторам и от
собирающих коллекторов, а также в расположении са-
мих коллекторов. Кроме того, для регулирования расхо-
да воды по отдельным каналам внизу каждого канала,
Таблица 10.3. Сопоставление некоторых
важнейших показателей реакторов типов РБМК и ВВЭР
Основные показатели РБМК-1000 ВВЭР-1000
Диаметр больших кор- пусов, м Действие нейтронного потока на корпусы боль- ших диаметров Давление в корпусах, МПа Возможность перегруз- ки на ходу Глубина выгорания, МВт-сут/кг Первоначальная загруз- ка реактора 2,5 Нет 7,0 Есть 18,1 190 т урана с обо- гащением 1,8 %, т. е. всего 3,4 т 235 U 4,4 Есть 16,0 Нет 40 66 т урана с обо- гащением 3,4%, т.е. всего 2,2 т 235U
т. е. на входе воды, приходится устанавливать вентили.
Преимущество канального варианта — важная для
эксплуатации реакторной установки возможность пере-
грузки «на ходу». Специальная машина для перегрузки
стыкуется с каналом сборки, подлежащей замене, при
полном рабочем давлении. Заменяемая сборка извлека-
ется и вместо нее устанавливается свежая. Предусмот-
рено непрерывное охлаждение перегрузочной машины.
В табл. 10.3 сопоставлены важнейшие показатели
для сравнительной оценки реакторов типов ВВЭР и
РБМК единичной мощностью в 1000 МВт.
10.3. Главный циркуляционный насос
Важным элементом реакторного контура является
главный циркуляционный насос. В системе мощных
АЭС любого типа циркуляция теплоносителя в нормаль-
ной эксплуатации принудительная. Большая протяжен-
128
ность циркуляционного контура, значительные скорости
теплоносителя и стремление к компактности размеще-
ния оборудования приводят к значительным сопротивле-
ниям, преодоление которых за счет естественной цир-
куляции возможно только при частичных нагрузках,
что используется в аварийных ситуациях. Основное
требование, предъявляемое к этим насосам в начале
развития атомной энергетики, сводилось к отсутствию
протечек, что существенно усложняло и удорожало кон-
струкцию насоса. Такие герметичные ГЦН по стоимо-
сти составляли заметную величину от стоимости всей
станции. Они работали без протечек рабочей среды, так
как рабочее колесо, электродвигатель и вал были герме-
тизированы в общем корпусе, соединяемом с трубопро-
водами контура. Недостатком этих насосов является их
низкий КПД — 60—65%. Для современных реакторных
контуров применяются ГЦН с контролируемыми протеч-
ками среды, организованно возвращаемыми в контур.
Для уменьшения таких протечек разработаны механи-
ческие уплотнения вала насоса и относительно неслож-
ные вспомогательные контуры уплотняющей воды. Эти
насосы примерно вдвое дешевле герметичных в основ-
ном за счет применения выносного электродвигателя
обычного исполнения. Коэффициент полезного действия
таких насосов на 12—15% больше, чем герметичных.
Так же как и для герметичных насосов, применена од-
ноступенчатая конструкция с одним рабочим колесом
с консольным расположением его на вертикальном ва-
лу, обеспечивающим удобство обслуживания.
Циркуляционные насосы с механическим уплотнением
валов (рис. 10.3) обеспечивают утечки ограниченные, от-
носительно стабильные и контролируемые в эксплуата-
ции. Запирающая чистая нерадиоактивная вода подает-
ся в уплотнение извне под некоторым избыточным дав-
лением с тем, чтобы полностью предотвратить протечки
по валу из корпуса насоса. Недопустимость утечки из
насоса во внешнюю среду радиоактивной воды — одно
из основных требований, предъявляемых к ГЦН.
Насос устанавливают на фундаменте на шарико-
вых опорах, что позволяет ему перемещаться при тем-
пературных расширениях циркуляционного трубопро-
вода.
Для предотвращения нарушения целостности оболо-
чек твэлов из-за перегрева необходима непрерывная
9—92 129
Рис. 10.3. Циркуляционный насос большой произво-
дительности с механическим уплотнением вала
(ГЦН-195).
1 — вал электродвигателя; 2 — маховик; 3 — электродвига-
тель; 4 — соединительная муфта; 5 — радиально-упорный
подшипник; 6 — узел уплотнения; 7 —корпус; 8 — нижний
радиальный гидростатический подшипник; 9 — вал насоса;
Ю — рабочее колесо; 11— опорные лапы.
циркуляция теплоносителя через активную зону не толь-
ко при нормальном режиме, по и в аварийных ситуа-
циях. Для продолжения циркуляции при временном
обесточивании ГЦН с механическим уплотнением вала
снабжают маховиками на
валу электродвигателя на-
сосов. При прекращении
электропитания это обеспе-
чивает продолжительность
работы насоса до полного
останова около 130 с. На
рис. 10.4 показано измене-
ние производительности та-
ких насосов в течение пер-
вых 30 с с момента прекра-
щения электропитания. Из
этого рисунка видно, что в
течение 30 с циркуляция
теплоносителя еще доста-
Рис. 10.4. Изменение произво-
дительности насосов ГЦН-195
в зависимости от времени с мо-
мента прекращения электропи-
тания.
точна, после чего должно быть восстановлено электро-
питание или подключена САОЗ.
Описанные выше типы ГЦН применяются как для
реакторов ВВЭР, так и для реакторов РБМК. Основные
данные для этих насосов приведены в табл. 10.4. Число
ГЦН для реакторных контуров ВВЭР соответствует
числу петель (табл. 10.1). Число ГЦН для реакторных
Таблица 10.4. Основные характеристики
главных циркуляционных насосов для ВВЭР-440
(ГЦН-317), ВВЭР-1000 (ГЦН-195) и РБМК-1000 (ЦВН-8)
Основные показатели Тип насосов
ГЦН-317 ГЦН-195 ЦВН-8
Производительность, м3/ч 7100 20 000 8000
Рабочая температура во- ды, °C 270 300 290
Давление на всасе, МПа 12,5 15,6 7,0
Напор, .МПа 0,4+0,025 0,675+0,0025 1.56
Частота вращения, с-1 25 16,7 16,7
Потребляемая мощность, МВт 1,4 5,3 4,5
Протечка, м3.'ч 0—0,3 0,3—3,0 0,1—0,5
Масса (с электродвига- телем), т 55 118 106
Размеры в плане, мм 3400X3820 4709X5000 3070X2750
Высота, мм 9300 11 500 9850
131
контуров РБЛАК— по четыре па каждую половину, т. е.
всего восемь ГЦН. Все ГЦН каждой половины реакто-
ра работают с общим всасывающим и общим напорным
коллекторами (,см. рис. 10.2).
10.4. Система компенсации объема в контуре
реактора типа ВВЭР
Система компенсации объема необходима только для
реакторов, охлаждаемых водой под давлением, и пред-
назначена для компенсации температурных изменений
объема воды, заполняющей контур. Она используется
также для создания давления при пуске, поддержания
давления в эксплуатации и ограничения отклонений
давления в аварийных режимах. Компенсатор объема
подключается к одной из петель главного циркуляцион-
ного контура в его неотключасмой части по возможно-
сти ближе к реактору. На АЭС применяют только
паровой компенсатор объема. Схема его системы пред-
ставлена на рис. 10.5. Корпус компенсатора имеет во-
дяной и паровой объемы. От неотключасмой части по
«холодной» стороне подводится вода на впрыск в сопла
в верхней части корпуса. На линии впрыска установле-
ны регулировочный и запорный клапаны. К паровому
объему подсоединены предохранительные клапаны. В
связи с радиоактивностью среды недопустим выброс из
предохранительных клапанов в атмосферу, поэтому он
поступает под воду в барботер, вода из которого по ме-
ре необходимости сливается в баки «грязного» конден-
сата.
Давление в барботере поддерживается равным
0,5 МПа, температура воды в его объеме — 40—-50°С за
счет охлаждения водяного объема технической водой
через змеевики. Из общего объема барботера, равного
15 м3, вода занимает 11 м3. В паровую часть барботера
подается азот для предотвращения образования гре-
мучей смеси.
Компенсатор объема выполняется из перлитной ста-
ли, плакированной аустенитной нержавеющей сталью.
В той части его, в которой при всех режимах имеется
вода, установлены электрические нагреватели.
Принцип работы парового компенсатора объема за-
ключается в следующем. При постоянном режиме в
нормальных условиях все клапаны, кроме запорного,
132
Рис. 10.5. Принципиальная схема системы парового компенсатора объема для блока ВВЭР-440.
закрыты. При изменении температурного режима, па-
пример при повышении температуры воды в контуре,
некоторое дополнительное количество воды из горячего
трубопровода поступает в корпус, сжимая пар, давле-
ние которого возрастает. Вследствие этого срабатывает
регулировочный клапан на линии впрыска. За счет на-
грева этой воды часть пара парового заполнения корпу-
са конденсируется, давление уменьшается вплоть до
нормального, при котором регулировочный клапан ав-
томатически закрывается, прекращая подачу воды на
впрыск. Подключение впрыска к «холодной» напорной
стороне главного циркуляционного контура позволяет
использовать перепад главных циркуляционных насосов
для преодоления сопротивления системы компенсатора
объема и уменьшает расход впрыскиваемой воды. При
незначительных изменениях температуры давление под-
держивается без впрыска холодной водой. Так, с ростом
температуры и повышением давления пара происходит
частичная его конденсация, а при снижении температу-
ры и уменьшении давления — частичное испарение во-
ды водяного объема корпуса за счет работы электро-
нагревателей. В связи с этим паровой компенсатор объ-
ема позволяет поддерживать постоянное давление в кон-
туре с очень большой точностью. Скорость разогрева
компенсатора объема ограничена (40°С в час для пред-
отвращения значительных температурных напряжений
в металле). Минимальное начальное давление в компен-
саторе объема создастся азотом.
10.5. Обеспечение безопасности работы реакторных
установок
Для радиационной безопасности работы АЭС реша-
ющее значение имеет безопасность работы реакторной
установки, которая требует тщательного контроля обо-
рудования как при его изготовлении, так и во время
эксплуатации. Безопасность работы реакторной уста-
новки базируется на следующих принципах:
1) обеспечение высокого качества изготовления и
монтажа оборудования;
2) обеспечение технологической и схемной невоз-
можности опасных последствий единичных нарушений
и повреждений;
3) ограничение последствий возможных аварий.
134
Контур первичного теплоносителя, сосуды, оборудо-
вание и трубопроводы реакторного контура должны
бытв рассчитаны, сконструированы, изготовлены и вве-
дены в эксплуатацию таким образом, чтобы вероят-
ность большого разрыва или значительной течи была
предельно малой в течение всего времени работы уста-
новки.
Все оборудование контуров теплоносителя должно
удовлетворять специальным нормам проектирования,
изготовления и эксплуатации сосудов и трубопроводов
высокого давления, используемых в атомной энергетике.
Проект реакторной установки должен быть выполнен
таким образом, чтобы свести к минимуму вероятность
быстро прогрессирующего повреждения. Контур тепло-
носителя должен выдерживать без разрывов (лишь с
ограниченным в допустимых пределах поглощением
энергии за счет пластической деформации) статические
и динамические нагрузки, возникающие в любых его
узлах и компонентах при любых возможных непредна-
меренных и внезапных выделениях энергии в теплоноси-
тель. Все основные элементы реакторного контура
должны иметь специальные устройства и приспособле-
ния для проверок, испытаний и наблюдения за их плот-
ностью в течение всего срока эксплуатации установки.
Предусматривают четыре категории устройств,
обеспечивающих безопасность АЭС: устройства нор-
мальной эксплуатации, защитные устройства, локализу-
ющие устройства, САОЗ. Две последние системы пред-
усмотрены на случай так называемой максимальной
проектной аварии (МПА), под которой понимается ме-
стный полный разрыв главного циркуляционного конту-
ра. Назначение сцстем локализации и ликвидации ава-
рий— не допустить распространения радиоактивности
за пределы герметичных помещений АЭС даже при
МПА. По мере накопления эксплуатационного опыта
системы локализации и САОЗ развивались и совершен-
ствовались.
Неизбежно некоторое конструктивное различие этих
систем для реакторов ВВЭР и РБМК. В связи с этим
ниже эти системы рассматриваются раздельно для
ВВЭР и РБМК.
На рис. 10.6 представлены системы локализации
аварий и аварийного охлаждения реактора ВВЭР-1000.
Весь реакторный контур, включая парогенераторы, рас-
135
положен в железобетонной оболочке. Аварийное охлаж-
дение реактора обеспечивается тремя независимыми
стемахш, каждая из которых рассчитана на 100%. Э^и
системы имеют бак аварийного запаса борного распа-
ра 6, теплообменник расхолаживания 7, спринклерн1Яе
насосы 8, насосы аварийного расхолаживания низког
давления 9 и высокого давления 10. В случае наруще_
ния герметичности реакторного контура и неболыпоГо
истечения теплоносителя включаются насосы высоко^
давления, подающие борированный раствор в контор
Рис. 10.6. Принципиальная схема устройств локализации и авап^,
ного охлаждения активной зоны на АЭС с ВВЭР-1000.
/ — ГЦН; У — парогенератор; 3 — гидроаккумулирующие емкости; 4~ реакт~
5 — компенсатор объема; 6—бак аварийного запаса борного раствора; >
теплообменник аварийного расхолаживания реактора; 8 — спринклерные hq~
сы; 9—насосы аварийного расхолаживания низкого давления; 10—насосы
рийпого впрыска борного раствора высокого давления; // — запасный бак
центрированного борного раствора.
Если течь развивается, вплоть до максимального раз-
рыва в системе первого контура, и давление в реак>0_
ре падает, то для предотвращения вскипания в реак^0_
ре в пространство над и под активной зоной автомати-
чески начинает поступать вода из четырех гидроакку-
мулирующих емкостей 5, давление из которых 6,0 МГ}
поддерживается азотом. Каждая из них имеет объ^м
60 м3 (в том числе 50 м3 заняты водой). Одноврсмсц11о
автоматически включаются насосы низкого давлен^я
Они подают воду непосредственно в реакторный конту ’
и в спринклерные установки. При падении давления
реакторном контуре будет образовываться пар, котор^
136
может привести к существенному росту давления. Кон-
денсация этого пара на струях воды, выходящих из
сопл спринклерной установки, предотвращает повы-
шение давления под защитной оболочкой. Собирающая-
ся в приямках вода через теплообменники расхолажи-
вания 7 теми же насосами низкого давления снова за-
качивается в контур и в спринклерные установки, т. е.
продолжает циркулировать до полного расхолаживания
Рис. 10.7. Принципиальная схема системы локализации и аварийного
охлаждения реактора типа РБМК.
реактора. Для охлаждения воды теплообменников 7
используются автономные брызгальные бассейны (см.
гл. 9).
Для одноконтурных АЭС с реактором РБМК-1000 в
аварийных режимах в качестве пароприемного устрой-
ства применяют основные конденсаторы турбины, тех-
нологические конденсаторы и бассейны-барботеры
(рис. 10.7), располагаемые под реакторным залом. В
верхней части рис. 10.7 расположены боксы 2 и 8 (со-
ответственно левой и правой половины реактора) и по-
мещения 3 и 7 нижних водяных коммуникаций и разда-
точных групповых коллекторов, в каждый из которых
подастся вода от насосов аварийного охлаждения. Под
ними расположен парораспределительный коридор 5.
В бассейне-барботере 18 часть объема 17 заполнена во-
дой, а часть объема 16 — воздухом. Боксы, коридор и
бассейн-барботер рассчитаны на избыточное давление
137
0,45 МПа, а помещения нижних водяных коммуника-
ций— на 0,08 МПа. В случае разрыва трубопровода в
системе реакторного контура давление в боксе 2 (или 8)
поднимается и открываются клапаны 4 между боксом
аварийной половины и парораспределительным коридо-
ром и паровоздушная смесь по трубам 9 поступает в во-
дяную емкость барботера, где пар конденсируется,
а воздух выходит в воздушный объем барботера. Дав-
ление в барботере поднимается, клапаны 10 под иеава-
рийиой половиной открываются, и воздух перетекает в
боксы этой половины. Обратные клапаны 6, клапаны 10
в аварийной половине бокса и клапаны 4, разделяющие
коридор и неаварийную половину бокса, остаются за-
крытыми. В барботер поступает не весь пар, образую-
щийся при истечении теплоносителя. Часть этого пара
конденсируется при контакте со струями воды, выте-
кающими из спринклерных установок 1. Теплообмен-
ник 14 спринклерной системы и теплообменник 11 си-
стемы аварийного охлаждения реактора предназначе-
ны также для отвода теплоты из системы локали-
зации в послеаварийный период. Все эти теплообменни-
ки охлаждаются технической водой. Насос 15 подает
охлажденную воду на спринклерную установку, а на-
сос 12 закачивает воду во все групповые раздаточные
коллекторы реакторного контура. В водяной объем бас-
сейна-барботера 17 по линии 13 поступают и сбросы от
предохранительных клапанов, установленных на бара-
банах-сепараторах.
В дополнение к системе, изображенной на рис. 10.7,
в реакторном отделении устанавливаются гидроакку-
мулирующие емкости. При начальной стадии разгер-
метизации, так же как и для ВВЭР-1000, первоначаль-
но через быстродействующие клапаны САОЗ вода из
этих емкостей начинает поступать в реакторный контур
для восполнения утечек. Давление в гидроаккумулиру-
ющих емкостях для РБМК-1000 составляет 10 МПа, т. е.
больше, чем для ВВЭР.
10.6. Питательные насосы реакторной установки
одноконтурной АЭС
Несмотря на значительную мощность реакторов
РБМК-1000, при которой предпочтителен турбопривод,
для питательных насосов одноконтурных АЭС его не
138
использовали. Причинами явились работа приводной
турбины па радиоактивном паре и, вследствие этого,
необходимость биологической защиты водяной емкости
ее конденсатора и самой турбины. Для реакторов
РБМК-1000 применяется установка пяти электронасосов
(один из которых резервный). Подача каждого из них
1650 м3/ч. В качестве питательных насосов используют
многоступенчатые центробежные насосы с механическим
уплотнением вала.
Переход от реактора РБМК-1000 к реактору
РБМК-1500 побудил вновь рассмотреть вопрос о приме-
нении турбопривода и решить его положительно. Для
питательных насосов АЭС с РБМК-1500 предполагается
применить два центробежных насоса с подачей по
2800 м3/ч с турбоприводом, расположенным за биологи-
ческой защитой, и установить два резервных питатель-
ных насоса с подачей по 1650 м3/ч с электроприводом.
Давление питательных насосов должно преодолеть со-
противление тракта от деаэратора до входа в реактор-
ную установку.
Вопросы для самопроверки. 1. Каковы причины одновременно-
го развития реакторов обоих типов — ВВЭР и РБМК? В чем преи-
мущества и недостатки каждого из этих типов реакторов?
2. Каково основное направление развития реакторных устано-
вок?
3. Какой из реакторных контуров более разветвлен и сложен—
ВВЭР или РБМК — и почему?
4. В каком из реакторов — ВВЭР или РБМК — возможна пе-
регрузка «на ходу»?
5. Почему больше не применяют герметичные ГЦН с погружен-
ным электродвигателем?
6. Для чего у современных ГЦН на валу электродвигателя
устанавливают маховик?
7. Каково назначение системы компенсации объема для реак-
торов ВВЭР? Почему такая специальная система отсутствует для
реакторов РБМК?
8. Какие устройства обеспечивают безопасность работы АЭС?
9. Каковы основные элементы САОЗ для ВВЭР?
10. Каковы основные элементы САОЗ для РБМК?
11. Что такое спринклерная установка и каков принцип се ра-
боты?
Глава одиннадцатая
ПАРОГЕНЕРАТОРНЫЕ И ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ
НА АЭС С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
11.1. Развитие парогенераторных установок АЭС с ВВЭР
Тепловой баланс парогенераторной установки АЭС с
водо-водяным реактором
GTcp(//T—///т)т|1к—Do (й0—/^п.в) , (11.1)
где GT— расход теплоносителя, кг/с; ср — теплоемкость
теплоносителя, кДж/(кг-град); и — температуры
теплоносителя на входе и выходе из парогенератора,
°C; £>о—паропроизводительность, кг/с; й0 и йп.в—энталь-
пии насыщенного пара и питательной воды, кДж/кг.
Из уравнения (11.1) следует, что расход теплоноси-
теля обратно пропорционален разности энтальпий (тем-
ператур) воды при входе и выходе из реактора или, что
то же, из парогенератора:
Gt = До (^0—^п.в) /Ср (t't—tf т) Т)1к. (11 -2)
Чем больше разность энтальпий (температур) теп-
лоносителя, тем меньшим будет расход теплоносителя
и, следовательно, меньшими будут затраты электро-
энергии на его перекачку, т. е. на собственные нужды
АЭС. Кроме того, уменьшение расхода теплоносителя
при сохранении прежней его скорости позволяет умень-
шить стоимость трубопроводов и главного циркуляци-
онного насоса, т. е. стоимость установленного киловат-
та. Но чем больше разность температур теплоносителя,
тем меньше при той же начальной температуре будет
конечная температура теплоносителя, определяющая
начальные параметры пара, что приведет к уменьшению
тепловой экономичности станции. Для водного теплоно-
сителя при современном соотношении цен, применяемых
конструктивных решениях и конструкционных материа-
лах перепад температур теплоносителя в парогенера-
торе (в реакторе) составляет около 30°С, как это видно
из табл. 11.1.
Невысокие значения температурных напоров в паро-
генераторах приводят для очень мощных АЭС с водо-
водяными реакторами к таким большим поверхностям
нагрева парогенератора, что изготовление его в виде
одного агрегата оказывается невозможным. Невозмож-
но
но и создание одного главного циркуляционного насо-
са на такую большую подачу, хотя из табл. 11.1 видна
характерная тенденция укрупнения и парогенераторов,
что связано со снижением стоимости установленного
киловатта мощности.
Таблица 11.1. Развитие теплотехнических
характеристик парогенераторов АЭС для серийных
блоков ВВЭР
Основные тепчотехнические характеристики парогенераторов ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Число парогенераторов на один реак- тор 6 4
Электрическая мощность на один паро- генератор, МВт . Паропроизводитсльность парогенерато- ра, т/ч 73,3 250
452 1469
Температура теплоносителя на входе/вы- ходе парогенератора, °C 301/268 322/289
Температура питательной воды, °C 226 225
Давленпе/тсмпература насыщенного па- ра, МПа/°C 4,7 259 6,4/278
Средний логарифмический температур- ный напор, °C 21,4 23,8
Диаметр трубок, мм 16 12
Скорость теплоносителя в трубках, м/с Коэффициент теплопередачи, кДж/(м2Х Хч-°С) 2,70 4,89
15 550 23 100
Удельная плотность теплового потока, кДж/(м2 -ч) 333-1О3 550-1О3
Поверхность нагрева парогенератора, м2 Паросъем с 1 м2 поверхности нагрева, кг/(м2-ч) 2500 5200
180,8 282,5
Повышение параметров теплоносителя позволяет
увеличить давление пара в парогенераторе и повысить
экономичность атомной электростанции. В парогенера-
торах для более мощных реакторов (ВВЭР-1000) при-
няты меры для существенной интенсификации тепло-
обмена: меньше диаметр трубок, больше скорости теп-
лоносителя. Это позволило более чем в 1,5 раза увели-
чить коэффициент теплопередачи и при том же темпе-
ратурном напоре существенно повысить значения удель-
ной плотности теплового потока.
141
11.2. Питательные установки парогенераторов АЭС
с ВВЭР
Питательная установка — один из важнейших элемен-
тов тепловой схемы станции, обеспечивающий надеж-
ность работы и бесперебойность отпуска электроэнергии.
Задача ее — непрерывное восполнение убыли воды в па-
рообразующей установке, связанной прежде всего с рас-
ходом пара на турбину, а также с удалением продувоч-
ной воды.
В паро-
образующую
установку
Рис. 11.1. Схемы включения питательных насосов.
а — одноподъемная; б — двухподъемная; 1 — ПВД; 2 — деаэраторный бак; 3 —
одноподъемный питательный насос; 4, 5 — питательные насосы первого и вто-
рого подъемов.
Питательная вода забирается питательным насосом
из деаэраторного бака. Конечное давление за питатель-
ной установкой должно превышать давление в пароге-
нераторе па значение сопротивления всего питательного
тракта от деаэратора до него, при этом на АЭС возмож-
ны две схемы включения питательной установки — сд-
ноподъемная и двухподъемная.
При одноподъемной схеме (рис. 11.1,я) питательный
насос создает полное давление, необходимое для подачи
воды в парогенератор. Под этим давлением находится
трубчатая система всех ПВД.
При двухподъемной схеме (рис. 11.1,6) устанавлива-
ют два питательных насоса с последовательным их вклю-
чением. Первый из них 4 должен создавать давление,
обеспечивающее невскипание питательной воды во всех
ПВД, в том числе и в питаемом греющим паром первого
отбора турбины. Поэтому давление воды 'после насоса
первого подъема должно быть выше давления в первом
отборе при любом режиме работы турбины. Далее вода
поступает в питательный насос второго подъема 5, соз-
дающий полное давление питательной воды.
Установка одного насоса дешевле, чем двух последо-
вательных, а работа насоса на холодной воде надежнее.
142
Поэтому одноподъемная схема включения питательных
насосов получила наибольшее распространение.
Так как в деаэраторном баке вода прогрета до тем-
пературы кипения, то при входе в питательный насос
возможно ее вскипание. Чтобы этого не произошло, деаэ-
раторные баки должны располагаться выше питатель-
ных насосов па 9 м для деаэраторов с давлением
0,35 МПа и на 12 м— с давлением 0,7 МПа. При этом
сопротивление соединительного трубопровода от деаэра-
торного бака до питательного насоса должно быть не бо-
лее 0,01 МПа.
Питательные центробежные электронасосы выбирают
на полный расход питательной воды для обслуживае-
мого ими парогенератора. Все насосы должны быть од-
нотипными. Число работающих насосов и подачу резерв-
ного выбирают так, чтобы при выключении одного из ра-
ботающих насосов и включении резервного подача пита-
тельной установки сохранялась на уровне 100%. Если
полную подачу обеспечивают два работающих насоса,
то резервный выбирается, исходя из 50%-ной нагрузки
всей установки. Так, для парогенераторов АЭС с
ВВЭР-440, для которых предусмотрены на кажпын блок
один резервный и четыре основных насоса, работающих
на питательную магистраль, общую для всех парогене-
раторов каждого блока, подача каждого насоса состав-
ляет 25% общего расхода питательной воды.
Для блока ВВЭР-1000 резервирование питательных
насосов не предусмотрено. При выходе из строя одного
из двух установленных насосов соответственно снижает-
ся мощность блока. В значительной степени это обус-
ловлено выбором для них турбопривода.
Каждый питательный насос должен иметь обратный
клапан на напорном патрубке, а питательная установ-
ка — автоматическое устройство для запуска резервного
насоса при снижении давления в напорной магистрали
(при выключении одного из работающих насосов). По-
дача питательной установки в эксплуатации должна
изменяться в соответствии с нагрузкой обслуживаемого
ею блока, причем предпочтение должно быть отдано ре-
гулированию путем изменения частоты вращения. При
турбоприводе изменяется частота вращения приводной
турбины, а при электроприводе для этого применяют
гидравлические муфты.
143
Большое значение имеет выбор типа привода для пи-
тательных насосов — электропривод или турбопривод.
Электропривод питательных насосов распространен бла-
годаря своей простоте, быстроте включения и высокому
КПД. Для электропривода используют асинхронные
двигатели. По условиям конструирования таких двига-
телей верхний предел единичной мощности их ограни-
чивается. У синхронных двигателей нет таких ограниче-
ний, но они менее удобны при пуске и в эксплуатации.
Поэтому, когда мощность питательной установки велика,
целесообразно использовать специальную приводную
турбину, тем более что при этом КПД станции повыша-
ется.
В связи с общим направлением развития парогене-
раторов — повышением единичной мощности—турбопри-
вод становится основным. Так, для АЭС с ВВЭР-1000
мощность питательной установки достигает 20—25 МВт.
Для АЭС с ВВЭР турбопривод имеет еще и то преиму-
щество, что в случае аварийного обесточивания питание
парогенератора может продолжаться до полного расхо-
лаживания реактора за счет снабжения приводной тур-
бины свежим паром с выхлопом последнего в атмосферу.
Положительными качествами турбопривода являются
также экономичное регулирование подачи насосов путем
изменения частоты вращения, непосредственный привод
насоса без редуктора и неограниченная единичная мощ-
ность.
Для блоков с ВВЭР-1000 устанавливают два рабо-
чих питательных насоса по 10—12,5 МВт каждый.
Приводные турбины многоступенчатые и требуют прог-
рева перед пуском. Поэтому они не могут использовать-
ся как резервные. Приводная турбина имеет собствен-
ный конденсатор с последующей подачей конденсата в
основной конденсатор. Турбина питается паром, отби-
раемым после промежуточного пароперегревателя основ-
ной турбины (250°С, 1,144 МПа), но предусмотрена так-
же подача редуцированного свежего пара.
Кроме основных питательных насосов, для обеспече-
ния аварийного питания парогенераторов АЭС с ВВЭР
в условиях полного обесточивания предусмотрены четы-
ре аварийных электронасоса, подачу которых выбирают
в зависимости от мощности реактора в пределах 2—3%
номинальной. Эти насосы имеют самостоятельное под-
соединение к системе надежного питания. Напорные ли-
144
нии насосов ооъединены, всасывающие линии этих на-
сосов разделены. Два насоса подсоединены (каждый)
к отдельному аварийному баку холодного конденсата
вместимостью по 500 м3, расположенному вне главно-
го здания. Забор воды из этих баков возможен только
аварийными насосами, поэтому эти баки всегда запол-
нены, а после аварийного израсходования наполняются
вновь.
11.3. Развитие паротурбинных установок ЛЭС
с водным теплоносителем
На АЭС с водным теплоносителем применяются па-
ровые турбины на насыщенном паре. Их основные осо-
бенности связаны с относительно низкой тепловой эконо-
мичностью, вызывающей большие расходы пара, и с
нарастающей влажностью по ступеням, требующей про-
межуточных сепараций и пароперегрева между цилинд-
рами. Развитие турбин насыщенного пара представлено
в табл. 11.2. В настоящее время проектирование АЭС
с блоками ВВЭР-440 (и соответственно турбинами
220 МВт) в СССР закончено. Серийным блоком для
АЭС с ВВЭР будет моноблок с машинной мощностью
1000 Л4Вт. Несмотря на это, турбина К-220-44 (для
ВВЭР-440) внесена в табл. 11.2, так как в эксплуатации
находится большое число таких серийных блоков.
Для АЭС с РБМК в табл. 11.2 указаны две маши-
ны. В настоящее время в работе находятся блоки
РБМК-1000 с турбинами К-500-65/3000 и строятся АЭС
с блоками РБМК-1500 с двумя быстроходными турбина-
ми по 750 МВт.
Из табл. 11.2 видно, что тенденция укрупнения еди-
ничной мощности агрегатов проявляется и для паровых
турбин. Видно также, что в связи с ростом начального
давления пара повышается тепловая экономичность.
Кроме того, в результате совершенствования проточной
части увеличились паровые нагрузки на один выхлоп.
Развитие паровых турбин продолжается. В настоящее
время для АЭС с ВВЭР создаются турбины единичной
мощностью 1000 Л4Вт. Для крупных машин важным яв-
ляется выбор частоты вращения. Проработки показыва-
ют, что для единичной мощности 1500 А1Вт и более ча-
стота вращения должна быть 25 с-1. Но для мощности
1000 Л4Вт вопрос выбора частоты вращения еще не ре-
10—92 145
Таблица 11.2. Основные характеристики
быстроходных турбин на насыщенном паре
Тип турбины
К-220-44 для АЭС с ВВЭР-4 4Э К-5 )0-65/ЗЛО для АЭС с РБМК-10Э0 К-750-65,'3000 для АЭС с РВМК-1500
Мощность, МВт 220 5С0 750
Частота вращения, с-1 50 50 50
Давление начальное, МПа 4,4 ь.59 6,5
Давление в конденса- торе, МПа 0,005 0,004 0,0045
Давление в сепараторе (разделительное давле- ние), МПа 0,313 0,348 0,475
Температура перегрева перед ЦНД, °C Конечный подогрев пи- тательной воды в регене- ративной системе, °C 241 264 263
223 165,1 190
Расход пара на турби- ну при поминальном ре- жиме, т/ч 1375 2855 4400
Количество двухпоточ- щых ЦНД 2 4 4
Количество выхлопов 4 8 8
Мощность на один вы- хлоп, МВт 55 62,5 93,7
Удельный расход теп- лоты на турбинную уста- новку брутто, кДжДкВтХ Хч) И,5-Ю3 11, МО3 10,8-Ю3
шен окончательно. Так, кроме тихоходной машины на
1000 МВт, изготавливаемой на ХТГЗ, на ЛМЗ создается
машина той же мощности, ио в быстроходном варианте.
Турбины насыщенного пара характеризуются срав-
нительно небольшими теплопсрепадами по ступеням.
Поэтому величина выходных потерь заметно влияет па
их экономичность. Уменьшению величины выходных по-
терь при том же расходе пара способствует увеличение
площади выхлопа для тихоходных машин (табл. 11.3).
В этом одна из причин более высокой тепловой эконо-
мичности тихоходных машин.
В табл. 11.3 обращает также па себя внимание поч-
ти вдвое больший допустимый объемный расход пара
для тихоходного варианта. Это позволяет выбирать бо-
.146
Таблица 11.3. Сопоставление последних ступеней
турбин насыщенного пара мощностью 1000 МВт
с разной частотой вращения
Параметры последней ступени Тип турбины
K-1UJ0-60/3000 К-1000-60/1599
Частота вращения, с-1 Длина последней лопатки, м Средний диаметр, мм Торцевая площадь одного выхло- па, м2 Объемный расход пара через один выхлоп, м3/с Периферийная скорость, м/с Влажность пара после турбины, % 50 1,20 3000 11,3 3410 658 8,0 25 1,45 4150 18,9 4550 440 13
лее глуоокий вакуум и получать более высокую тепло-
вую экономичность для тихоходных машин. Кроме того,
несмотря на резко возрастающий средний диаметр по-
следней ступени для тихоходной машины, периферийные
скорости снижаются, что позволяет допускать большую
влажность пара па выходе из турбины. Однако в сравне-
нии с быстроходными турбинами тихоходные имеют и
недостатки, заключающиеся в больших затратах метал-
ла и трудоемкости изготовления
Как было сказано в начале
данного параграфа, турбины
насыщенного пара имеют
промежуточные сепарацию и
пароперегрев. В принципе их
можно было бы осуществлять
многократно. Однако наряду с
некоторым повышением тепло-
вой экономичности такие схе-
мы приводят к увеличению чи-
сла последовательно включен-
ных цилиндров турбины. Это
вызывает значительное удоро-
жание как самой турбины, так
и паропроводов от цилинд-
ров турбины к сепарато-
рам - промперегревателям
(СПП) и от них к цилинд-
рам турбины. В связи с этим
10*
Рис. 11.2. Повышение эко-
номичности турбинной уста-
новки на насыщенном паре
в зависимости от давления
в сепараторе и промежуточ-
ном пароперегревателе при
однократном перегреве.
1 — только сепарация; 2 — сепа-
рация и одноступенчатый про-
межуточный перегрев; 3 — сепа-
рация и двухступенчатый пере-
грев.
147’
применяются только однократные сепарация и промпе-
регрев. Одна из важных задач при разработке турбин-
ных установок АЭС — выбор давления в этих аппаратах,
называемого разделительным давлением. Зависимости
выигрыша в тепловой экономичности установки от ве-
личины разделительного давления имеют оптимум. Из
рис. 11.2 видно, что для обычно применяемой сепара-
ции и двухступенчатого (однократного) промежуточно-
го перегрева оптимальное разделительное давление на-
ходится в пределах 7,5 — 20% начального. Если давле-
ние перед турбиной 6,0 МПа, то давление для перегре-
ваемого пара целесообразно выбирать в пределах 0,45 —
1,3 МПа, для начального давления 6,5 МПа в пределах
0,48—1,3 МПа. Что же касается только сепарации, то из
рис. 11.2 следует, что целесообразное разделительное
давление находится в широких пределах—от 3 до 20%
начального. Однако применение только сепарации для
турбин современных начальных давлений пара неприем-
лемо.
Из табл. 11.2 видно, что разделительные давления
для турбин К-220-44 и К-500-65/3000 не являются опти-
мальными. Для ускорения выпуска турбин для АЭС
ЦНД для этих машин не разрабатывались специально,
а были взяты теми же, что и для турбин сверхкритиче-
ских параметров обычных ТЭС. Это и предопределило
значение разделительного давления. Таким образом, не-
большая потеря тепловой экономичности турбин первых
АЭС позволила решить важную народнохозяйственную
задачу в необходимые сроки. Одновременно было нача-
то проектирование ЦПД специально для условий АЭС,
что позволило для последующих турбин принимать оп-
тимальные величины разделительного давления. Так,
для турбины К-750-65/3000 разделительное давление
составляет 0,475 МПа (см. табл. 11.2), т. е. величина его
оптимальна.
Важен также выбор конечной температуры перегре-
ва пара, так как от него зависят как тепловая экономич-
ность турбинной установки, так и затраты на поверх-
ность нагрева пароперегревателя. При постоянной тем-
пературе греющего пара использование более высокой
конечной температуры промежуточного перегрева хотя
и будет способствовать повышению тепловой экономич-
ности, но одновременно приведет к увеличению потреб-
ной поверхности нагоева за счет падения температурио-
148
го напора и удорожанию установки. Минимальный тем-
пературный напор, т. е. напор на горячей стороне паро-
перегревателя, выбирают па основе технико-экономиче-
ских соображений. Оптимальная его величина составля-
ет 20—25 °C. Этот температурный напор равен разности
между температурой свежего пара и конечной темпера-
турой перегреваемого пара. Для турбин К-220-44,
К-500-65/3000 и К-750-65/3000 он составляет соответст-
венно 13,9; 15,6 и 16,0 °C. Такие параметры дают воз-
можность получить наиболее высокую температуру пере-
греваемого пара и наибольший выигрыш в тепловой
экономичности турбины. Однако при этом стоимость
установленного киловатта и некоторые другие характе-
ристики установки становятся менее благоприятными.
Для создаваемой повой машины К-1000-60/3000-2 тем-
пературный напор увеличен до 22,1 °C, что уже является
оптимальным.
Для повышения тепловой экономичности турбинной
установки обычно применяют двухступенчатый проме-
жуточный перегрев пара, причем в первой ступени ис-
пользуется отборный нар турбины, во второй — свежий
пар. Но одноступенчатый перегрев конструктивно и ком-
поновочно проще. В связи с этим возможно и такое ре-
шение, оно принято, например, для турбины 750 МВт. Но
тепловая экономичность при этом меньше, чем для двух-
ступенчатого перегрева, когда для первой ступени пере-
грева используется пар, частично проработавший в тур-
бине (пар из первого отбора турбины).
На уплотнения турбины должен подаваться только
нерадиоактивный пар. Для получения его в условиях од-
ноконтурной АЭС в ее составе обязательно должен быть
испаритель, производящий нерадиоактивный пар.
Из уплотнений турбины пар отсасывается специаль-
ным эжектором уплотнений, работающим непрерывно, а
теплота холодильников этих эжекторов используется в
регенеративной системе турбины.
Вопросы для самопроверки. 1. Каково назначение парогенера-
торной установки на АЭС?
2. Каковы основные направления развития парогенераторов
АЭС?
3. Назначение питательной установки парогенераторов.
4. Какие требования предъявляются к питательным установкам
парогенераторов?
5. В каких случаях осуществляют турбинный привод питатель-
ных насосов?
6. Каковы тенденции развития паровых турбин АЭС?
149
7. Как осуществляется двухступенчатый промежуточный пере-
грев и почему он экономичнее одноступенчатого?
8. Каковы оптимальные значения разделительного давления И'
температурного напора на выходе пара из промперегревателя?
Глава двенадцатая
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН АТОМНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
12.1. Выбор места строительства
Основные требования к выбору места строительства
АЭС диктуются стремлениями уменьшить стоимость
строительства и способствовать повышению экономич-
ности и надежности эксплуатации.
При выборе места строительства АЭС необходимо
учитывать, что турбины насыщенного пара, характерные
для АЭС, требуют большого расхода циркуляционной
воды. Обязательное условие — пезатопляемость террито-
рии при любом уровне паводковых вод. Совершенно не-
обходима простая и удобная связь с железной дорогой,
пользоваться которой придется с начала строительства
(подвоз строительных материалов, оборудования) и в
процессе эксплуатации.
Любой мощной атомной электростанции предстоит
работать в электрической системе, поэтому площадка
для строительства должна обеспечивать удобный вывод
линий электропередачи высокого напряжения. По разме-
рам площадку выбирают достаточной для рационального
по условиям технологического процесса размещения
всех необходимых зданий и сооружений. Рельеф мест-
ности должен быть ровным, не требующим больших пла-
нировочных работ, с минимальным поверхностным сто-
ком (уклон 0,005—0,01).
12.2. Некоторые специфические требования
к строительству атомных электростанций
В отношении промышленных предприятий существу-
ют Государственные санитарные правила проектирова-
ния. Особое место занимают правила, установленные
применительно к АЭС, неизбежно являющихся источни-
ками радиоактивных отходов — жидких, твердых и газо-
образных. Эти отходы могут вызвать загрязнение воз-
духа, воды и окружающей территории.
150
При ремонтных работах и разного рода авариях ра-
диационная опасность возрастает. Это побуждает уста-
навливать для АЭС дополнительные требования безопас-
ности, которые следует учитывать как при выборе пло-
щадки строительства, гак и при размещении отдельных
зданий и сооружений на генеральном плане АЭС. При
соблюдении всех этих требований вредное влияние АЭС
на здоровье персонала станции п населения, проживаю-
щего в районе размещения АЭС, а также окружающую
среду исключается.
При выборе площадки для строительства следует от-
давать предпочтение участкам с глубоким стоянием
грунтовых вод (не менее 1,5 м ниже дна подземных ем-
костен), с мощными слоями глинистых или суглинистых
водоупорных грунтов.
Атомную станцию Располагают с подветренной сто-
роны по отношению к ближайшему населенному пункту.
Участок, отводимый для АЭС, должен хорошо проду-
ваться.
Вокруг АЭС должны быть созданы санитарно-защит-
ная зона и зона наблюдения, размеры которых по согла-
сованию с органами санитарного надзора устанавлива-
ют для каждой АЭС в отдельности в зависимости от
типа, конструкции и мощности реактора, а также кон-
кретных условий площадки размещения. В санитарно-
защитной зоне можно располагать только здания и со-
оружения подсобного и обслуживающего назначения:
пожарные депо, прачечные, помещения охраны, гаражи,
склады (за исключением продовольственных), столовые
для обслуживающего персонала, административные и
служебные здания, здравпункты, ремонтные мастерские,
транспортные сооружения, сооружения технического во-
доснабжения и канализации, временные и подсобные
предприятия строительства и т. д. В пределах санитар-
но-защитной зоны исключается проживание населения
и расположение детских и лечебно-оздоровительных уч-
реждений.
Территория промышленной площадки АЭС и ее жи-
лого поселка должна быть озеленена, а безрельсовые
пути в их пределах — асфальтированы. Кроме того, не-
обходимо предусматривать устройства или механизмы
для периодической обмывки транспорта и подъездных
путей.
151
Для удаления и обезвреживания жидких отходов, не
содержащих радиоактивных веществ, сооружают хозяй-
ственно-фекальную и производствеино-ливиевую канали-
зацию. Кроме того, предусматривают специальную кана-
лизацию для радиоактивных стоков. Жидкие радиоак-
тивные отходы подают в очистные сооружения, имеющи-
еся как в отдельных помещениях, так и в зданиях ре-
акторов. Эти сооружения предназначены для обезвре-
живания вод, содержащих радиоактивные вещества, с
последующим повторным использованием очищенной
воды в производственном цикле (за исключением огра-
ниченного количества дебалансовых вод от санпропуск-
ников, сбрасываемых по согласованию с органами Госу-
дарственного санитарного надзора после очистки в хо-
зяйственно-фекальную канализацию).
Рис. 12.1. Схема генерального плана АЭС.
152
Твердые радиоактивные отходы, а также пульпы и
концентрированные растворы из очистных сооружений
подлежат храпению в специальных емкостях, размещае-
мых с разрывом не менее 50 м от водопроводных маги-
стралей. Конструкция этих хранилищ должна исключать
превышение предельно допустимого уровня радиоактив-
ности на поверхности земли при полном использовании
объема захоронения. Их размещают на территории, не
затопляемой паводками, нс ближе 500 м ог открытых
водоемов. Предусматривается резервная территория для
дальнейшего расширения хранилищ. Для контроля за
состоянием грунтовых вод по периметру хранилищ вдоль
трассы пульпопроводов закладывают буровые наблюда-
тельные скважины 8 (рис. 12.1) с учетом гидрогеологи-
ческих особенностей местности.
Воздух, удаляемый из технологического оборудова-
ния и производственных помещений, после эффективной
очистки и выдержки выбрасывают в атмосферу через
вентиляционную трубу значительной высоты, располага-
емую на территории станции.
Для радиоактивных газов и аэрозолей установлены
допустимые выбросы, нормируемые величины для кото-
рых приведены в табл. 12.1 и 12.2. Данные этих таблиц
представляют собой допустимое превышение естествен-
Таблица 12.1. 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, ксенон) суммарно 500 3000
Йод-131 (газовая и аэрозольная фазы) суммарно 0,01 0,06
, Долгоживущие нуклиды, оставшиеся на фильтре через 2 сут после начала экс- понирования 1.5-10-2 0,09
Короткоживущие нуклиды, определяе- мые как разность оставшихся нуклидов на фильтре через 1 и 2 сут после нача- ла экспонирования 0,2 1,2
Примечая и е. Допускаегся однократный или суточный выброс, превышающий
значения, указанные в таблице, сечи суммарные выбросы за квартал не превысят рас-
чегные значения по таблице.
15 3
Таблица 12.2. Среднемесячные допустимые
нормализованные выбросы (ДНВ), отнесенные к
1000 МВт, и предельнодопустимые выбросы (ПДВ)
для АЭС в целом при ее мощности более 6000 МВт
Долгоживущие нуклиды ДНВ, мКи/мес ПДВ, мКи/мес Долгоживушие нуклиды ДНВ, мКи/мес ПДВ, мКи/мес
Кобальт-60 15 90 Стронций-89 15 90
Маргансц-54 15 90 Хром-51 15 90
Стронций-90 1,5 9 Цезий-137 15 90
Примечание. Допускается превышение значений, указанных в таблице, если
выбросы за год не превысят расчетные значения по таблице.
пого фона, определение которого производится в преде-
лах санитарно-защитной зоны перед пуском АЭС в экс-
плуатацию.
Все конкретные требования обеспечения безопасно-
сти персонала и населения могут быть объединены сле-
дующими основными принципами проектирования, при-
нятыми в атомной энергетике СССР:
1) максимальное сокращение количества жидких и
газообразных отходов, подлежащих удалению во внеш-
нюю среду; сокращение достигается рационализацией
технологических процессов и повторным использовани-
ем очищенных жидких радиоактивных отходов в замкну-
тых оборотных системах;
2) локализация жидких и твердых отходов в местах
их возникновения с последующим хранением их в спе-
циальных, чаще всего в подземных емкостях;
3) дезактивация радиоактивных отходов, подлежа-
щих внешнему удалению, а именно выдержка и очистка
газообразных отходов и выпарка ЖРО, использование
которых в замкнутых оборотных системах невозможно,
с захоронением концентрата;
4) сооружение высоких вентиляционных труб в кон-
це тракта спецвептиляции, при этом может использо-
ваться разбавление выбрасываемых газов за счет вду-
вания чистого воздуха в вентиляционную трубу.
12.3. Размещение сооружений на генеральном
плане атомной электростанции
Для строительства АЭС рекомендуется площадка
прямоугольной формы. Генеральный план промышлен-
ной площадки обосновывает удобное взаимное располо-
154
жение всех наземных зданий и подземных инженерных
сооружений с учетом организации впутриплощадочного
транспорта (автомобильного и железнодорожного). На
генеральном плане должны быть размещены главное
здание станции, распределительное устройство, химво-
доочнетка, хранилища ЖРО, спецбытовой и администра-
тивный корпуса, подсобные здания (мастерские, склады,
гараж и т. п.) и проложены коммуникации водопрово-
дов и канализаций, а также подъездные железнодорож-
ные и автомобильные пути.
Компоновка главного здания подчиняется основному
гигиеническому принципу деления помещения па зоны.
Различают зону строгого режима, где возможно воздей-
ствие на персонал ионизирующего излучения, а также
загрязнение воздуха и поверхностей конструкций радио-
активными веществами, и зону свободного режима, в
которой воздействие радиации полностью исключено.
Машинный зал двух- и трехконтурных АЭС относит-
ся к зоне свободного режима, а одноконтурных, т. е. при
наличии радиоактивного пара,—к зоне строгого режима.
При использовании прудов-охладителей или гради-
рен необходимо на генеральном плане предусмотреть
резервное место, требуемое при развитии станции на
полную мощность. Возможно и смешанное водоснабже-
ние. Например, для первой очереди наиболее дешевое
прямоточное водоснабжение, а при последующем рас-
ширении, если дебита источника водоснабжения недо-
статочно для полной мощности станции, — дополнитель-
ное сооружение устройства оборотного водоснабжения.
В этом случае на генеральном плане АЭС должно быть
зарезервировано соответствующее место.
На рис. 12.1 приведен пример расположения отдель-
ных сооружений па генеральном плане АЭС, сооружае-
мой у естественного источника водоснабжения 2 (реки,
озера, моря). Главный корпус 6 и прочие здания и со-
оружения ориентируют относительно береговой линии.
Главный корпус через санитарно-бытовой 18 соединен с
административным 19. В непосредственной близости к
главному корпусу 6 находится корпус снецводоочистки
9, куда кратчайшим путем подают ЖРО. Для макси-
мального сокращения путей движения всех других ра-
диоактивных отходов (твердых и концентратов обработки
в спецводоочистке) их хранилище 10 расположено в не-
посредственной близости к зданию спецводоочистки.
155
Штриховой линией показана резервная территория 11 у
хранилища, нс подлежащая застройке. Для сокращения
активной трассировки вентиляционная труба 12 соору-
жена в непосредственной близости к главному корпусу
(к его реакторной части) и зданию спецводоочистки. В
главном корпусе машинный зал располагается вдоль
распределительного устройства 4, что упрощает соответ-
ствующие электровыводы. Параллельно машинному за-
лу проходит сбросной трубопровод циркуляционной во-
ды, переходящий в сбросной капал 1. Из источника во-
доснабжения охлаждающая циркуляционная вода
подается в машинный зал насосами, установленными в
береговой насосной 3.
К главному корпусу подведены железнодорожные 22
и автомобильные 7 дороги; последние используются так-
же в качестве пожарных проездов. На территории стан-
ции размещают: объединенный вспомогатсльпыей корпус
20 с мастерскими, маслохозяйство 21, вспомогательную
котельную 16, азотно-кислородную станцию 5, пожар-
ную охрану 13, гараж 14. Если станцию сооружают оче-
редями, то здание химической водоочистки 17 строят с
учетом возможности расширения, хотя производитель-
ность первой очереди химводоочистки всегда превыша-
ет потребную для восполнения убыли, так как опа пред-
назначена также и для обеспечения первоначального
заполнения контура и других единовременных потреб-
ностей в больших расходах обессоленной воды. Для
складского помещения 15 целесообразно предусмотреть
расширение. Железнодорожные подьезды к главному
корпусу подведены со стороны как машинного зала, так
и реакторного помещения. Маслохозяйство 2/ и азотно-
кислородпую станцию для большей пожарной безопас"
пости размещают на окраинах промышленной площад-
ки. Всю территорию АЭС огораживают. Расстояние от
ограды должно быть не менее 6 м до любого из соору-
жений АЭС, кроме брызгальных бассейнов, для которых
оно увеличивается до 20 м.
Вопросы для самопроверки. 1. Какие основные требования
предъявляются к выбору площадки для строительства АЭС?
2. В чем специфичность требований, предъявляемых к строи-
тельству АЭС?
3. Какие сооружения нельзя располагать в санитарно-защитной
зоне?
4. Каковы нормы выброса газообразной радиоактивности?
5. Какие основные соору?кения АЭС располагают на генераль-
ном плане?
156
Глава тринадцатая
ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
13.1. Назначение вентиляционных установок
атомных электростанций
Вентиляция должна обеспечивать нормальные и бе-
зопасные условия работы персонала. Одна из ее задач
на АЭС, так же как и на любых промышленных
предприятиях, — поддержание санитарно-гигиенических
норм — температуры, влажности и запыленности возду-
ха производственных помещений. Это единственное тре-
бование к вентиляции помещений зоны свободного ре-
жима, где персонал может находиться неограниченное
время. Основное производственное помещение зоны сво-
бодного режима — машинный зал двухконтурных и трех-
коптурных АЭС. Опыт эксплуатации АЭС показал, что
для общеобменной вентиляции нельзя ограничиваться
естественной аэрацией. В настоящее время вентиляция
машинного зала осуществляется как принудительная,
приточно-вытяжная, с подачей воздуха на нулевую от-
метку помещения.
Зона строгого режима при работе оборудования пер-
вого контура характеризуется не только имеющимся
у-фопом, по и неизбежным наличием радиоактивных
инертных газов и аэрозолей. Источниками радиоактив-
ности являются не только протечки теплоносителя, но
также вспомогательное оборудование (бассейны вы-
держки, система продувки реактора, баки сброса радио-
активных протечек и др.). Кроме того, следует считать-
ся с наведенной радиоактивностью воздуха помещений.
Главная задача вентиляции помещений зоны строго-
го режима — поддержание в воздухе периодически об-
служиваемых помещений в процессе эксплуатации кон-
центраций всех радиоактивных примесей на уровне
менее предельно допустимых концентраций. Для вентиля-
ции помещений зоны строгого режима существует спе-
циальная технологическая вентиляция, при этом для зо-
ны строгого режима эта вентиляция является одновре-
менно и обычной санитарно-гигиенической вентиляцией.
Специальная вентиляция работает по приточно-вы-
тяжной схеме, так как должны обеспечиваться необхо-
димые для данного помещения разрежение и органи-
зованные потоки воздуха. Поступление приточного
157
воздуха в помещение и удаление загрязненного в вы-
тяжную систему должны быть предусмотрены таким об-
разом, чтобы надежно вентилировать все помещение, а
потоки воздуха направлять из наиболее «чистых» зон в
более «загрязненные», исключая переточки воздуха в
обратном направлении. Основные требования к специ-
альной вентиляции — высокая эффективность и надеж-
ность. Недопустимы сколько-нибудь длительные переры-
вы в работе этой системы при работающем технологиче-
ском оборудовании, иначе говоря, эксплуатация обору-
дования АЭС допустима только в условиях работающей
вентиляции. При этом следует помнить, что ее основное
назначение — нс ликвидация результатов серьезных на-
рушений эксплуатации, а поддержание радиационно-
безопасных условий работы персонала при отсутствии
таких нарушений. При перерывах в работе реактора си-
стема специальной вентиляции должна продолжать ра-
боту.
Приточные устройства вентиляционной установки
обозначают буквой П с соответствующим порядковым
номером, вытяжные — буквой В с порядковым номером,
совпадающим с номером соответствующих приточных
устройств. Из назначения приточно-вытяжных систем
следует, что эти системы должны работать как разом-
кнутые.
Другая задача вентиляционных установок зоны стро-
гого режима — обеспечение допустимых температур во
всех помещениях: не выше 40 °C в периодически обслу-
живаемых и нс выше 60 °C в необслуживаемых. Если
запроектированная приточно-вытяжная система венти-
ляции с этим не справляется, то ее дополняют специаль-
ной системой для отвода теплоты, которая должна быть
замкнутой, т. с. с рециркуляцией. Системы обозначаются
буквой Р с соответствующим порядковым номером.
13.2. Основы проектирования специальной
технологической вентиляции
Для создания возможно более благоприятной радиа-
ционной обстановки при проектировании систем специ-
альной вентиляции обязательно выполнение следующих
правил:
1) к одной и той же вентиляционной системе недо-
пустимо параллельное подсоединение помещений разной
•степени радиоактивности;
258
2) для уменьшения производительности вентиляци-
онных установок помещения различной степени радио-
активности могут быть подсоединены к одной вентиля-
ционной установке при условии их последовательного
подключения, т. е. с применением ступенчатой схемы
вентиляции; приточный воздух подается в обслуживае-
мые помещения и коридоры, откуда через клапаны од-
ностороннего действия перепускается в необслуживае-
мые и удаляется из них за счет разрежения, создавае-
мого вентиляторами вытяжных установок. Такая система
обеспечивает непрерывный поток воздуха из обслужи-
ваемых помещений в необслуживаемые и исключает воз-
можность обратного перетекания;
3) из мест повышенной радиоактивности должна осу-
ществляться отдельная вентиляция для локализации ра-
диоактивности, уменьшения общей производительности
вентиляционных установок и улучшения общей радиа-
ционной обстановки;
4) обязательно 100%-ное резервирование вентиляци-
онных агрегатов с автоматическим включением резерв-
ных агрегатов и автоблокировкой электродвигателей
клапанов вытяжной и приточной систем с двигателями
соответствующих вентиляционных установок;
5) выбор производительности вентиляционных уста-
новок должен делаться с учетом перегрузок (для реак-
торного зала) и условий проведения ремонтных работ
для оборудования первого контура после спада -у-фона»
так как этим определяется продолжительность пребы-
вания ремонтного персонала, в соответствующих поме-
щениях.
Производительность установок определяют, исходя из
того, что в работе находятся все вентиляционные агре-
гаты, включая резервные. Расчетные кратности воздухо-
обменов в помещениях зоны строгого режима ориенти-
ровочно могут быть рекомендованы в следующих пре-
делах:
Объем помещения, м3 .... 500 1000 5000 10000 и более
Кратность воздухообмена за 1ч 5 3 2 1
В процессе нормальной эксплуатации кратности воз-
духообмена менее единицы не допускаются, а при пере-
грузках и ремонтных работах в реакторном зале должен
быть обеспечен не менее чем двукратный обмен воздуха.
В боксах ГЦН и в боксах парогенераторов радиоак-
тивиость наибольшая по сравнению с любым другим по-
мещением. Поэтому к ним предъявляют дополнительные
требования, а именно: при производстве ремонтных ра-
бот должен быть обеспечен трех- или пятикратный об-
мен воздуха (в зависимости от конкретных условий не-
обходимого ремонта) с учетом включения в работу
соответствующих резервных вентиляторов. Во всех слу-
чаях производства ремонта в открытых дверных проемах
должна быть обеспечена скорость воздуха не менее
1 м/с за счет работы вытяжной вентиляции.
Основные вентиляционные системы предусматривают
для аппаратного отделения главного корпуса и помеще-
ний очистки радиоактивных вод. На одноконтурных
станциях к спсцвеитиляции машинного зала предъявля-
ют требования, аналогичные требованиям к вентиляции
реакторного зала.
Кроме основных вентиляционных систем существует
еще ряд других, меньших по производительности, часть
из которых включается периодически, например приточ-
но-вытяжная вентиляция в помещениях аккумуляторных
батарей системы надежного питания.
Наибольшую мощность имеют вентиляционные уста-
новки реакторного отделения. Специальную технологи-
ческую вентиляцию этого отделения осуществляют не-
сколькими системами, так как степень радиоактивности
отдельных его помещений различна: наибольшая — в
боксах парогенераторов и ГЦН, наименьшая — в реак-
торном зале.
Все системы технологической вентиляции, как вытяж-
ные, так и приточно-вытяжные, создают в вентилируе-
мых помещениях разрежение (не более 20 мм вод. ст. и
не менее 5 мм вод. ст). Во всех системах предусматри-
вают резервные приточные и вытяжные камеры, причем
для особо ответственных систем — со 100%-ным резер-
вом.
Для проведения срочных ремонтных работ во время
эксплуатации в реакторном зале существует подача воз-
духа к средствам индивидуальной защиты (пневмокос-
тюмы) при помощи специальной установки, состоящей
из двух вентиляторов (один — резервный) производи-
тельностью 750 м3/ч. Пневмокостюмы присоединяют к
ним при помощи воздухораспределительных гребенок с
гибкими шлангами, располагаемыми при входе в необ-
служиваемые или полуобслуживаемые помещения. Че-
160
рез гребенки пропускается по 15 м3/ч воздуха. Эти ус-
тановки только приточные с напором 70 мм вод. ст. На
напорной линии они имеют аэрозольные фильтры. Элек-
тродвигатели этих вентиляторов подсоединяют к сети
надежного питания. Для хранилищ твердых радиоактив-
ных отходов предусматривают только вытяжную венти-
ляцию. Производительность ее определяют, исходя из
условий одновременного открытия только одного люка
и создания в его проеме скорости воздуха не менее
2 м/с. Конкретный выбор вентиляционных систем и их
производительностей для проектируемой АЭС решается
в неразрывной связи с принятыми компоновочными ре-
шениями и выбранной системой локализации аварий.
13.3. Примерная схема установок специальной
технологической вентиляции
На^ рис. 13.1 представлена примерная схема специ-
альной технологической вентиляции здания примени-
тельно к помещениям очистки радиоактивных вод. Бук-
ва «с» (рис. 13.1) обозначает, что приточная и вытяжная
системы обслуживают спецводоочистку. Приточная си-
7Х
Рис. 13.1. Вентиляция помещений очистки радиоактивных вод.
/ — система В-1с; // — система В-2с; /// — система П-lc: /V — обслуживаемое
помещение; V— необслуживаемое помещение; VI—периодически обслуживае-
мое помещение; VII — коридор обслуживания; VIII — лаборатория; IX— в вен-
тиляционную трубу с //=100 м
11-92 161
стема— одна (П-lc), вытяжных — две (В-1с и В-2с).
Это объясняется тем, что часть помещений способству-
ет выделению в воздух радиоактивных аэрозолей, в ре-
зультате чего в систему включают специальные аэро-
зольные фильтры.
Приточный воздух в воздухозаборную шахту посту-
пает снаружи из зоны с наименьшим радиационным за-
грязнением. Специальная технологическая вентиляция
должна обеспечивать также и обычную санитарно-гигие-
ническую, т. е. поддерживать в помещениях определен-
ную температуру воздуха. Это требует подогрева возду-
ха зимой и охлаждения летом, поэтому на пути приточ-
ного воздуха устанавливаются калориферы 2 с
включением их в работу по мере необходимости с пода-
чей в них соответственно горячей или холодной воды.
Перед калориферами расположены фильтры 1 для
очистки приточного воздуха от пыли, чтобы избежать ее
активации и последующей излишней загрузки аэрозоль-
ных фильтров.
На напорной части 4 вентиляторов 3 приточной сис-
темы установлены герметичные клапаны 5 с электро-
двигателями, сблокированными с электродвигателями
вентиляторов обеих систем. Поэтому вентиляторы
как приточной, так и вытяжной систем вклю-
чаются одновременно. В постоянной работе находится
по одному вентилятору систем П-1 с, В-1с, В-2с. Вторые
агрегаты этих систем создают 100%-ный резерв и авто-
матически включаются при выходе из строя работающих
агрегатов.
На рис. 13.1 виден последовательный переток возду-
ха по помещениям с разной степенью радиоактивности
(ступенчатая вентиляция). Весь воздух из приточной си-
стемы через обычный клапан с сеткой 6 поступает в ко-
ридор обслуживания и другие обслуживаемые помеще-
ния. Так как в обслуживаемых помещениях вентиляция
только санитарно-гигиеническая, то воздух из них посту-
пает в свою вытяжную систему В-2с и сбрасывается в
воздуховод, идущий в вентиляционную трубу станции.
В необслуживаемые и периодически обслуживаемые
помещения зоны строгого режима приточный воздух на-
правляется из коридора обслуживания через клапаны 7
избыточного давления, надежно обеспечивающие пере-
ток воздуха только в направлении от «чистых» помеще-
ний в «грязные», причем из менее «грязных» в более
162
«грязные», по не наоборот. В «грязных» помещениях
возможно выделение в воздух аэрозолей, поэтому преж-
де чем поступить через вентиляторы к вентиляционной
трубе, воздух проходит очистку на аэрозольных фильт-
рах 9, выключаемых на очистку вентилями 8. Из
рис 13.1 видно также, что рециркуляцию приточного
воздуха не применяют, так как это нарушило бы основ-
ной принцип специальной технологической вентиляции.
Необслуживаемые и периодически обслуживаемые
помещения очистки радиоактивных вод и связанные с
ними хранилища жидких отходов являются зонами по-
вышенной радиоактивности.
Кроме того, из этих помещений должно отводиться
большое количество теплоты, поэтому кратность возду-
хообмена для них выбирают повышенной — не менее 5.
Это приводит к большой общей производительности вен-
тиляционной установки. Так, для АЭС с двумя реакто-
рами ВВЭР-440 общая производительность вентиляци-
онной установки спсцводоочистки составляет 70 000 м3/ч.
Для проведения срочных ремонтных работ во время
эксплуатации в помещениях очистки радиоактивных вод
предусматривают также подачу воздуха к средствам ин-
дивидуальной защиты — система П-2с.
13.4. Обеспечение допустимых температур
воздуха в производственных помещениях
При остановленном основном оборудовании в зимнее
время допустимая температура воздуха в производст-
венных помещениях поддерживается работой подогрева-
телей сетевой воды от вспомогательной котельной. В
процессе работы технологического оборудования только
некоторые помещения АЭС нуждаются в отоплении, на-
пример щит управления и реакторный зал. Требуемая тем-
пература обеспечивается за счет подогрева приточного
воздуха. Наряду с этим в ряде помещений возникает
необходимость отвода больших количеств теплоты для
предотвращения недопустимого повышения температур
воздуха в них. Количество теплоты, выделяющей-
ся от работающего оборудования, резко раз-
личается не только между цехами, ио и в пределах од-
ного и того же цеха. Так, в машинном зале наиболее
благоприятные температурные условия имеют место в
в районе расположения конденсатных насосов и цирку-
11* 163
ляциоппых насосов охлаждающей воды, а самые высо-
кие температуры — вблизи деаэраторов и в районе рас-
положения паропроводов, подающих пар к турбинам.
Создание благоприятных температурных условий
обязательно учитывают при компоновке теплового обо-
рудования. Изучение рабочих условий машинного зала
показывает, что теплоотводящих установок для всего
цеха не требуется. Превышение температуры не более
чем на 5 °C в рабочем помещении по сравнению с наи-
более высокой летней температурой относительно легко
достигается за счет принудительной подачи воздуха. В
местах с недопустимо высокими температурами воздуха
обычно нет постоянных рабочих мест, поэтому наиболее
целесообразно предусматривать для них местное «души-
рование». Эти установки включают только при времен-
ной работе персонала, они подают охлажденный и ув-
лажненный воздух
Постоянно работающие охлаждающие (а иногда и
увлажняющие) установки предусматривают только для
рабочих помещений реакторного контура и системы
очистки радиоактивных вод. Прежде всего для этой це-
ли используют калориферы приточных камер соответст-
вующих вентиляционных систем. Для реакторного зала
необходимый отвод теплоты обеспечивается вентиляци-
онной системой, поэтому достаточность выбранной
кратности воздухообмена, т. е. производительности вен-
тиляционной системы реакторного зала, проверяют с
учетом обеспечения допустимых температур (зимой 25—
30°C, летом — не более 40 °C), принимая во внимание
включение калориферов в приточных камерах.
Труднее всего организовать теплоотвод из помеще-
ний боксов парогенераторов и главных циркуляционных
насосов. Специфичность этих помещений состоит в том,
что поверхностные температуры рабочего оборудования
здесь наивысшие, а объем нагреваемого воздуха по срав-
нению с любым другим помещением существенно мень-
ше, что объясняется стремлением уменьшить затраты на
сооружение герметичных помещений. Поэтому решение,
удовлетворительное для реакторного зала, неприемлемо
для боксов. Для них приходится создавать дополнитель-
ные самостоятельные системы, которые поддерживают
допустимые температуры воздуха на уровне 60 °C.
Избыточную теплоту из помещений боксов можно от-
водить по-разному в зависимости от выбора охлаждаю-
164
щего агента. Одним из решений может быть пропуск
через боксы больших количеств холодного воздуха. Од-
нако при этом потребуются огромные очистные установ-
ки для сбрасываемого воздуха. Уменьшить их за счет
применения рециркуляции воздуха нельзя, так как ради-
ационная обстановка в помещении ухудшится. Поэтому
для боксов разделяют системы вентиляции, предназна-
ченные для удаления радиоактивных примесей и для от-
вода избыточной теплоты, применяя для последнего ре-
циркуляцию, чтобы не увеличивать очистные сооружения
для загрязненного воздуха. Так, для АЭС с двумя реак-
торами ВВЭР-440 в дополнение к вентиляционной систе-
ме аппаратного отделения устанавливают рециркуляци-
онную систему Р, состоящую из трех камер (одна рабо-
чая и две резервные), каждая из которых производитель-
ностью 80 000 м3/ч на один реактор. Через эти системы
в расчете на один реактор отводится около 6,5-106 кДж/ч
теплоты.
Рециркулирующий воздух охлаждается в теплооб-
менниках, к которым подводится вода с температурой
не выше 10 °C. В теплое время года эта температура
обеспечивается за счет работы специальной холодильной
пароэжекторной машины. Рециркуляционные системы
для теплоотвода предусматривают также для охлажде-
ния бетонной шахты реактора. Особые требования
предъявляются к вентиляции помещений блочных щи-
тов управления и щитов дозиметрии. Эксплуатацион-
ный персонал находится здесь непрерывно. В этих по-
мещениях требуется нс только организация необходи-
мого воздухообмена, но и поддержание температуры
воздуха на уровне -%22°С и влажности 60% в любое
время года. Эта задача решается при помощи специаль-
ных установок кондиционирования воздуха.
Стоимость вентиляционных установок зависит от объ-
емов вентилируемых помещений, что необходимо учиты-
вать при выборе компоновочных решений.
13.5. Вентиляционные центры атомных электростанций
и воздуховоды
Вентиляционные установки АЭС состоят из большо-
го числа агрегатов, перекачивающих ежечасно сотни ты-
сяч кубических метров «чистого» и «загрязненного» воз-
духа. Целесообразно объединение их в специальных
165
вентиляционных центрах. Это позволяет улучшить их
обслуживание и сократить обслуживающий персонал,
более целесообразно использовать цеховые площади и
исключить устройства для борьбы с аэродинамическим
шумом. Некоторый недостаток вентиляционных цент-
ров— увеличение протяженности воздуховодов по срав-
нению с индивидуальным размещением вентиляционных
установок.
Вентиляционные центры целесообразно располагать
в отдельных зданиях или, лучше, в пристройках к глав-
ному зданию станции, при этом приточные и вытяжные
центры размещают раздельно. Приточный («чистый»)
вентиляционный цент]) располагают обычно в пристрой-
ке к зоне, наиболее свободной от радиоактивных приме-
сей, т. е. со стороны машинного зала, противоположной
реакторному. Вытяжной («грязный») вентиляционный
центр помещают в пристройке к реакторному залу со
стороны, противоположной машинному. При этом сокра-
щаются трассы соответствующих воздуховодов и наи-
лучшим образом обеспечивается ступенчатость спецвеи-
тиляции. Кроме того, требования к компоновке и обслу-
живанию, неодинаковые для этих центров, лучше всего
удовлетворяются при раздельном расположении.
Следует, однако, иметь в виду, что при любом распо-
ложении приточных и вытяжных вентиляционных цент-
ров (совместном или раздельном) обязательно должна
быть обеспечена автоматическая блокировка электро-
двигателей вентиляторов соответствующих приточной и
вытяжной систем и их герметичных клапанов. Включа-
ются и выключаются агрегаты автоматически (при ава-
рийной остановке одного из вентиляторов) или дистан-
ционно (если включение производится при всех рабо-
тающих агрегатах).
В вытяжных центрах вентиляторы, удаляющие наи-
более радиоактивно загрязненный воздух, размещают в
отдельных защитных боксах с самостоятельной вытяж-
кой. Помещение этих установок относится к полуобслу-
жпваемым. Электродвигатели вентиляторов, приводы
запорно-регулирующей арматуры и контрольно-измери-
тельные приборы располагают в обслуживаемых поме-
щениях. Шкалы контрольно-измерительных приборов
системы вентиляции выносят па центральный щит управ-
ления. Должна быть обеспечена также приточно-вытяж-
ная вентиляция самих вентиляционных центров.
166
Работа всех вентиляционных систем контролируется
службой контрольно-измерительных приборов и автома-
тики, а контроль за качеством пригонного и удаляемого
воздуха ведет служба дозиметрии. Воздух после вытяж-
ного вентиляционного центра выбрасывается в атмосфе-
ру через вентиляционные трубы, высота которых не ме-
нее 100 м для атомных реакторов с тепловой мощностью
300 МВт и более. С увеличением высоты вентиляционной
трубы повышается стоимость ее сооружения, по допус-
кается большая радиоактивность сбросов, а также упро-
щаются и удешевляются очистные сооружения. Для АЭС
с реакторами ВВЭР-440 оптимальная высота вентиляци-
онной трубы 100 м при диаметре ее в устье 3 м.
Воздуховоды выполняют из стали и покрывают внутри
антикоррозионным лаком. Диаметры могут быть очень
значительными — до 1500 мм. Для удешевления строи-
тельства целесообразно для биологической защиты вы-
тяжных воздуховодов использовать строительные бетон-
ные конструкции. Воздуховоды прокла тывают с неболь-
шим уклоном в одну сторону. Врезка неочищенных тех-
нологических радиоактивных сдувочных линий в систему
воздуховодов не допускается. Сброс в вентиляционную
трубу радиоактивных газов из технологических сдувок,
как бы незначительны они ни были, может осуществ-
ляться только после их дезактивации. Расположение
трубы возможно ближе к вентилируемым помещениям
сокращает длину воздуховодов, удешевляя тем самым
строительство и улучшая радиационную обстановку на
территории станции. На примерном генеральном плане
(см. рис. 12.1) вентиляционная труба именно так и рас-
положена — вблизи от главного корпуса п корпуса очи-
стки радиоактивных вод. Вытяжной вентиляционный
центр на этом генеральном плане предполагается в зда-
нии, примыкающем к главному корпусу со стороны
реакторного зала, т. е. в непосредственной близости
к основным вентилируемым помещениям и вентиляцион-
ной трубе.
Вопросы для самопроверки. 1. В чем различие вентиляции
общей и специальной на АЭС?
2. Каковы основные принципы специальной технологической
вентиляции?
3. Как обеспечивается допустимый уровень температуры в про-
изводственных помещениях АЭС?
167
Глава четырнадцатая
РЕДУКЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ,
ТРУБОПРОВОДЫ И АРМАТУРА
14.1. Редукционные и редукционно-охладительные
установки
Различают редукционные (РУ) м редукционно-охла-
дительные (РОУ) установки. РУ снижают давление па-
ра, РОУ — давление и температуру пара. Для АЭС
с турбинами на насыщенном парс эти установки ис-
пользуют, например, для сброса свежего пара из па-
ропровода в основной конденсатор, минуя турбину
в следующих случаях: турбина сбросила нагрузку, пар
в пусковом режиме еще не можег быть направлен на
турбину, ведется расхолаживание реакторной установки
и др.
Рис. 14.1. Схема редукционно-охладительной установки.
Если РОУ и РУ рассчитаны на быстрое включение
в работу, то их называют быстродействующими (БРОУ
•и БРУ). Они открываются в 2 раза быстрее, чем обыч-
ные: скорость включения обычных установок состав-
ляет 30 с, а БРОУ и БРУ — 15 с, в особо важных слу-
чаях 2—4 с. Тип РОУ и ее производительность выби-
рают в зависимости от ее назначения. Обычно РОУ —
установки периодического действия. Общая схема РОУ
приведена на рис. 14.1. В этих установках операции по
снижению давления и температуры пара проводятся по-
следовательно: давление снижается сначала в редук-
ционном (дроссельном) клапане 1 с электроприводом,
затем ступенчато в дроссельных решетках 9 пароохла-
168
дителя 3. После снижения давления в пар через фор-
суний 2 пароохладителя впрыскивается вода для охлаж-
дения пара до необходимой температуры. Окончательно
параметры пара устанавливаются только на некотором
расстоянии после пароохладителя 3, поэтому импульс
для воздействия на дроссельный клапан 1 и клапан 7,
регулирующий подачу воды на впрыск, берется в точ-
ке 8 па расстоянии 8—10 м после пароохладителя
с дроссельными решетками 9.
Рис. 14.2. Пароохладитель с дроссельными решет-
ками.
В связи с большим перепадом давления между во-
дой и паром в РОУ принята следующая схема подачи
воды па впрыск. Через дроссельное устройство 6 (на-
бор дроссельных шайб) проходит одно и то же коли-
чество воды при всех нагрузках; благодаря этому пе-
репад давления постоянен и перед регулирующим кла-
паном 7 всегда поддерживается одно и то же давление
(на 1,0—1,5 МПа выше, чем в пароохладителе). Внутри
клапана поток разветвляется: большая часть воды по-
ступает на впрыск, а остаток сливается в деаэратор.
Вода между сливом и впрыском распределяется кла-
паном, уменьшающим один из проходов и увеличиваю-
щим другой; он называется клапаном постоянного рас-
хода. Чтобы давление в трубопроводе низкого давления
не превышало принятого, за пароохладителем после ме-
ста отбора импульса устанавливают предохранительный
клапан 4. Приводы редукционного клапана 1, регули-
рующего клапана впрыска 7 и быстродействующего за-
169
порного вентиля 5 на линии впрыска позволяют осу-
ществлять не только дистанционное, но, в случае необ-
ходимости, и ручное управление. В БРОУ вместо обыч-
ных электроприводов устанавливают быстроходные.
В тех случаях, когда требуется только снижение тем-
пературы пара, используют охладительные установки
(ОУ).
На рис. 14.2 представлен пароохладитель с дрос-
сельными решетками Л входящий в состав РОУ и
БРОУ. Число дроссельных решеток зависит от необхо-
димой степени редуцирования. Расход .воды на впрыск
Св=Сп (Л1-Л2) / (А2-Ав) , (14.1)
где G-n—производительность РОУ по редуцированному
пару, т/ч; hx и А2— энтальпии пара до и после редукци-
онно-охладительной установки, кДж/кг; /гв — энтальпия
впрыскиваемой воды, кДж/кг.
В пароохладителях диаметром 500 мм впрыскиваю-
щие форсунки 2 устанавливают под острым углом к на-
правлению потока пара (см. рис. 14.1), а при диамет-
рах 600 мм и более — перпендикулярно (рис. 14.2). При
работающих реакторной и парогенераторной установках
и внезапном сбросе нагрузки турбиной включается БРУ
с подачей пара в конденсатор через дополнительную
БРОУ 7, входящую в комплект конденсатора (рис. 14.3).
Парогенератор питается по прежней схеме, однако
Рис. 14.3. Схема использования РУ и БРУ в системе атомной элек-
тростанции для сброса пара, минуя турбину.
/ — реактор; 2 — парогенератор; 3 — РУ; 4 — БРУ; 5 — вентиляция трубопрово-
да подвода пара к БРУ; 6 — турбина; 7 — БРОУ, входящая в комплект кон-
денсатора; 8 — конденсатор; 9 — конденсатный насос; 10 — ПНД; //—тепло-
обменник расхолаживания; 12— деаэратор; 13 — питательный насос; 14— насос
расхолаживания; 15 — ПВД; 16—ГЦЫ.
170
с меньшей нагрузкой и с выключенными подогревате-
лями низкого и высокого давлений по паровой сто-
роне.
При использовании РУ в режиме расхолаживания
реакторной установки двухконтурной АЭС выключают-
ся ГЦН с переходом во всех петлях главного реактор-
ного контура на естественную циркуляцию. Одновре-
менно включается РУ со сбросом дросселированного
пара или в деаэратор через теплообменник, или в кон-
денсатор с последующей подачей в деаэратор. Из де-
аэратора вода поступает в парогенератор через выклю-
ченные по паровой стороне ПВД. Так как при этом
расход воды резко снижается, то для экономии элект-
роэнергии можно вести прокачку не питательным, а спе-
циально устанавливаемым насосом расхолаживания
меньшей производительности. После достижения па вхо-
де в деаэратор параметров пара, отвечающих давлению
в деаэраторе, прокачка прекращается, а расхолажива-
ние завершается с помощью теплообменника расхола-
живания.
Системы РУ и БРУ необходимы как для двухкон-
турной, так и одноконтурной АЭС, а конкретное их
включение зависит от принципиальной тепловой схемы
и принятых проектных решений.
14.2. Трубопроводы атомной электростанции
Соединение 'между собой отдельных агрегатов АЭС
требует большого числа трубопроводов. Кроме главных
существует большое количество вспомогательных тру-
бопроводов различных диаметров и назначений. Общая
протяженность трубопроводов па мощной АЭС — не-
сколько километров. Все трубопроводы и устанавлива-
емую на них арматуру различают по назначению и ос-
новным показателям, например трубопроводы, главного
циркуляционного контура, вспомогательные реакторно-
го контура, активной пульпы, питательные и конденсат-
ные, свежего и отборного пара, дренажные и др. Раз-
личают также трубопроводы по параметрам (давление,
температура), протекающей в них среде (вода, пар, па-
роводяная смесь, воздух и др.) и степени ее радиоак-
тивности, периодичности работы (непрерывная работа,
периодическое включение). Наиболее ответственные тру-
бопроводы— главного циркуляционного контур 1, непо-
средственно связанные с технологическим процессом
17)
станции. По этим трубопроводам проходит радиоактив-
ная среда с наибольшими параметрами и расходами.
На электростанциях в основном используют бесшов-
ные трубы (холоднотянутые и горячекатаные) и лишь
для циркуляционных водоводов и некоторых вспомо-
гательных трубопроводов — сварные. Марки сталей для
труб, по которым транспортируют коррозионно-неагрес-
сивные среды, зависят от температуры среды. При тем-
пературах до 450 °C используют углеродистые стали 10
и 20, в интервале температур 450—570 °C — стали пер-
литного класса, легированные хромом 0,5—2%, молиб-
деном 0,3—1 % и ванадием 0,2—0,4%; наиболее распро-
странены стали марок 12Х1МФ и 15Х1М1Ф. Такие же
стали можно использовать и для температур ниже
450 °C, если диаметр трубопроводов значителен и целе-
сообразно уменьшение толщины стенок (например, па-
ропроводы насыщенного пара, подводимые к турби-
нам). Больше всего в атомной энергетике распростра-
нена сталь марок 0Х18Н10Т. Она обладает наиболее
высокой общей коррозионной стойкостью, что важно
для поддержания высокой чистоты воды реакторных
контуров, а также при транспортировке коррозионно-
агрессивных сред, например в системах дезактивации.
Для остальных трубопроводов АЭС применяют стали
перлитного класса: легированные для участков насы-
щенного пара и простые углеродистые для остальных
участков. Применение для трубопроводов главного цир-
куляционного контура аустенитных нержавеющих ста-
лей существенно удорожает оборудование АЭС. Поэто-
му для трубопроводов очень больших диаметров при-
меняют стали перлитные с плакировкой изнутри нержа-
веющей аустенитной сталью. Основное назначение пла-
кировки — защита перлитной стали от эрозии, .которая
может иметь место в связи со значительными скоростя-
ми воды.
Все трубопроводы, температура среды в которых вы-
ше 45 °C, имеют тепловую изоляцию с температурой на
ее поверхности 45—48 °C. На швах, в местах сварки
теплоизоляция должна допускать се быстрый съем и
восстановление. Наиболее важные трубопроводы имеют
металлическую обшивку (листовым алюминием или
оцинкованной сталью).
Для ВВЭР-1000 главные трубопроводы реактора
с внутренним диаметром 850 мм выполнены штампо-
172
сварными из перлитной стали толщиной 55—75 .мм, пла-
кированной 'слоем нержавеющей аустенитной стали тол-
щиной 5 мм. Внутренний диаметр труб dBn, м, принима-
ют в зависимости от расхода и скорости среды:
где G, кг/с —расход среды; v, м3/с— удельный объем
среды; с, м/с — скорость среды.
Необходимая толщина стенки трубопровода опреде-
ляется из расчета на прочность. По сортаменту изго-
товляемых труб выбирают трубы, 'ближайшие по раз-
мерам, п проверяют их на прочность. Повторный гид-
равлический расчет обычно полностью не выполняют;
для определения потери давления в искомом варианте
достаточно лишь сделать пересчет:
Др ^ви о/^вп) (11.3)
где с/вно — исходный внутренний диаметр, соответству-
ющий падению давления Л/д в трубопроводе; пг — по-
казатель степени, составляющий для местных сопротив-
лений 4, для сопротивлений трения примерно 5,25 (для
станционных трубопроводов в целом при сварных отво-
дах т ^4,2-^-4,5 и .при гнутых отводах примерно 4.5—
4,8).
Выбор скоростей сред в трубопроводах должен де-
латься на основе технико-экономических расчетов. Учи-
тывая опыт проектных организаций, можно ориентиро-
ваться на следующие примерные значения: для свежего
пара 45—50 м/с; для пара низкого давления 50—
70 м/с; для воды 4—6 м/с (трубы из углеродистых ста-
лей; и 8—12 м/с (трубы из аустенитных нержавеющих
сталей); для газа и воздуха 10—20 м/с.
Все трубопроводы крепят к несущим строительным
конструкциям. Соответствующие опорные или подвесные
конструкции должны не только воспринимать массу
трубопроводов и предохранять их от возможных виб-
раций, но и обеспечить беспрепятственное удлинение
труб при изменении температуры.
Опоры распределяют по длине .трубопроводов с обес-
печением удлинения от неподвижных («мертвых») опор
к подвижным опорам. Подвижные опоры подразделяют
па три типа по направлению перемещения: в горизон-
173
талыюм, .вертикальном и любом направлениях. Опоры
для горизонтальных перемещений труб большого диа-
метра обычно выполняют шариковыми, реже — ролико-
выми, при этом мертвые точки всех петель — места при-
соединения их к корпусу реактора. Пружинные опоры
допускают вертикальные перемещения. Пружинные—
Рис. 14.4. Размещение в боксе парогенератора первой очереди Ново-
воронежской АЭС и трубопроводов к нему.
/ — питательный трубопровод; 2— главный паропровод; 3 — тяги опоры паро-
генератора; 4 — главный циркуляционный трубопровод («холодная» нитка);
5 — опора парогенератора; 6 — главный циркуляционный трубопровод («горя-
чая» нитка); 7 — пружинная подвесная опора для главного циркуляционного
трубопровода.
подвесные опоры обеспечивают свободное перемещение
в любом направлении. Пример такой опоры показан на
рис. 14.4 для главного циркуляционного трубопровода.
Предпочтительна такая трасса трубопроводов, что-
бы ее гибкость была достаточной для компенсации тем-
пературных удлинений. Такая самокомпенсация удлине-
ний имеет место в трубопроводах, у которых протяжен-
ность взаимно перпендикулярных участков примерно
равна. Если же гибкость недостаточна, то создают спе-
циальные изогнутые участки (компенсаторы), обычно
П-образной формы, перпендикулярные направлению паи-
174
большего температурного удлинения. Количество ком-
пенсаторов т? их размеры зависят от температуры среды,
коэффициенту линейного расширения и расстояния меж-
ду неподвижными опорами.
Компенсация температурных удлинений может быть
достигнута за счет смещения оборудования, к которому
присоединяется трубопровод. Например, на рис. 14.4
показана подвеска парогенератора, обеспечивающая воз-
можность удлинения главных циркуляционных трубо-
проводов в направлении оси парогенератора.
Опоры и подвески трубопроводов рассчитывают на
массу трубопровода, наполненного водой и покрытого
изоляцией. Расстояние между соседними опорами долж-
но быть от 2 до 8 м в зависимости от диаметра трубо-
проводов: для меньших диаметров принимают меньшие
расстояния, так как гибкость таких трубопроводов
больше.
Стали перлитного класса имеют существенно мень-
ший коэффициент линейного расширения, чем стали
аустенитного класса (табл. 14.1). Поэтому для реактор-
Таблица 14.1. Средние коэффициенты
теплопроводности для сталей различных классов
К iacc стали Допустимая температура, °C Коэффициент теп- лового удлинения, мм/(м-град) Коэффициент теплопроводно- сти, кДж/(мХ Хчград)
Углеродистая (сталь 20) Легированная: 100—450 0,0123—0,0145 184—146
перли гная 450—580 0,0133—0,0147 142—115
ферритная 500—700 0,0121—0,0126 100—99
Аустенитная 100—400 0,0171—0,0186 50—78,5
500—700 0,0186—0,0195 80,5—95
пых контуров предпочтительнее стали перлитного клас-
са, тем более что чем больше диаметр трубопровода,
тем труднее его трассировка с обеспечением самоком-
пенсации.
Длина труб, выпускаемых промышленностью, обыч-
но 8—12 м; длина трубопроводов всегда больше. Места
соединений участков трубопроводов между собой, с ар-
матурой и отдельными агрегатами в реакторных конту-
рах требуют особого внимания. Все соединения сварные,
фланцевые применяются в виде исключения.
175
Главные циркуляционные трубопроводы первого кон-
тура приваривают к патрубкам корпуса реактора
(рис. 14.5). Аналогично эти трубопроводы соединяют
с коллектором теплоносителя в парогенераторе. Трубо-
проводы главного циркуляционного контура соединяют
с главным циркуляционным насосом также сваркой. На
эти трубопроводы приходятся наибольшие массовые рас-
ходы. Главный циркуляционный контур необходимо про-
ектировать с максимальной простотой, минимальной про-
тяженностью и высокой надсжио-
Рис. 14.5. Внешний
вид корпуса водо-во-
дяного реактора.
1 — патрубки для привар-
ки «горячих» участков
главного циркуляционно-
го трубопровода; 2 — па-
трубки для приварки
«холодных» участков
главного циркуляционно-
го трубопровода.
стыо. Горизонтальные трубопрово-
ды главного реакторного контура
прокладывают с уклоном 0,001 в
сторону выпуска дренажа из них.
Трубопроводы второго контура
работают на нерадиоактивпой сре-
де. Их соединяют тоже главным
образом сваркой, хотя в отдельных
случаях возможны и фланцевые
соединения, например подсоедине-
ние конденсатных и питательных
насосов к трубопроводам. Учитывая,
что эти соединения недостаточно
надежны и требуют постоянного
внимания во время эксплуатации,
количество их должно быть мини-
мальным.
Трасса трубопроводов конден-
сатно-питательного тракта должна
быть максимально простой с уче-
том компенсации удлинений. Уклон
должен быть не менее 0,004 в сто-
рону вывода дренажа.
Главные трубопроводы вторых
контуров двухконтурных АЭС и особенно глав-
ные трубопроводы одноконтурных станций сооружают
без застойных зон и без участков резкого сниже-
ния скоростей, в которых могли бы образовывать-
ся отложения. Все трубопроводы как первого, так
и второго контуров в верхних точках снабжают
воздушниками для удаления воздуха при запол-
нении систем. В первом контуре двухкоптурных АЭС
такие воздушники устанавливают па главных циркуля-
ционных насосах и верхних днищах коллекторов первого
176
контура, вваренных в корпуса парогенераторов, так как
они являются наивысшими точками первого контура.
Аналогичные воздушники есть и на трубопроводах вто-
рого контура.
Для трубопроводов больших диаметров и высоких
температур очень важен режим прогрева в процессе
пуска. Для предотвращения недопустимых напряжений
в металле скорости прогрева и охлаждения долж-
ны соответствовать рекомендациям, приведенным
в табл. 14.2. При прогреве паропроводов образуется зна-
Таблица 14.2. Допустимые скорости прогрева и
расхолаживания для трубопроводов с температурой
среды до 500°С в зависимости от их диаметра, град 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
чительное количество конденсата, для отвода которого-
организуется соответствующий дренаж: пусковой и по-
стоянный. Пусковой используют только в процессе пу-
скового прогрева паропроводов, постоянный — при экс-
плуатации периодически включаемых в работу участков
паропроводов для поддержания их в прогретом состоя-
нии (например, подводы свежего пара к БРУ). Постоян-
ный дренаж трубопроводов высокого давления обычно-
осуществляют за счет непрерывного протока небольшого
количества пара через дренажную трубу с установлен-
ной на пей дроссельной шайбой. Трубопроводы низкого
и среднего давлений могут дренироваться специальными
конденсатоот вод чиками, отводящими только конденсат,
образующийся за счет потери теплоты в окружающую
среду, по по пропускающими пар.
Тупиковые участки целесообразнее не дренировать,
а вентилировать для предотвращения скапливания в них
конденсата. Для этого трубой малого диаметра соединя-
ют конечную точку тупикового участка с магистральным
трубопроводом (см. рис. 14.3, ноз. 5). Благодаря пере-
паду давления па участке паропровода от места подвода
пара к БРУ до места врезки вентилирующей трубы со-
здается движение пара, обеспечивающее необходимый
тепловой режим. Трубопроводы прокладывают так, что-
12—92 177;
бы была возможность их полного опорожнения, для чего
предусматривают систему спускных дренажей.
Для сокращения потерь теплоты и конденсата дрена-
жи паропроводов возвращают в паросиловой цикл стан-
ции. Во избежание потерь конденсата сливные дренажи
собирают в дренажные баки и дренажными насосами
перекачивают через очистные фильтры в деаэраторные
баки.
Трубопроводы низкого давления (р<2,2 МПа) из
углеродистой стали (£>у> 100) и из нержавеющей (2)у>
>80) должны поставляться в комплекте с опорами,
арматурой и крепежом.
14.3. Арматура трубопроводов
Все трубопроводы снабжают арматурой. Назначение
ее—включать или отключать поток, регулировать рас-
ход, температуру или давление потока. Соответственно
назначению различают арматуру: запорную (для вклю-
чения и отключения потока), регулирующую (для изме-
нения или поддержания заданного расхода, давления,
Рис. 14.6. Схемы приводной арматуры.
а — вентили; б — задвижки; в — краны.
температуры), предохранительную (для предупрежде-
ния чрезмерного повышения давления, недопущения из-
менения направления расхода), контрольную (указате-
ли уровня) и конденсатоотводчики (для автоматическо-
го отвода конденсата). Перечисленная арматура может
устанавливаться как на трубопроводах, так и на отдель-
ных агрегатах. Кроме того, есть арматура приводная
(с ручным, электрическим, гидравлическим, пневматиче-
ским приводами) и самодействующая, в том числе им-
пульсная, приводимая в действие самой средой. К при-
водной относятся вентили (рис. 14.6,я), задвижки
(рис. 14.6,6) и краны (рис. 14.6,в), к самодействующей—
178
обратные (рис. 14.7,6?) и предохранительные (рис. 14.7,6)
клапаны. В вентилях запирающий орган садится на сед-
ло, передвигаясь в направлении потока, в задвижках
он движется перпендикулярно направлению движения
жидкости, а в кранах вращается вокруг своей оси. В об-
ратных клапанах запирающий орган открывается пото-
ком среды в одном направлении и запирается в проти-
воположном. Предохранительный клапан открывается
под воздействием избыточного сверх установленного
давления и закрывается при его восстановлении.
Рис. 14.7. Схемы самодействующей арматуры,
с — обратного клапана; б — предохранительного клапана.
Одно из назначений арматуры — способствовать
большей гибкости и надежности эксплуатации, чтобы
была возможность отключать аварийные участки. Одна-
ко при высоких давлениях и особенно при больших диа-
метрах трубопроводов сама арматура становится источ-
ником нарушений эксплуатации, поэтому главное
направление в развитии основных трубопроводов на атом-
ных станциях — применение возможно более простых и
надежных трубопроводов с минимальным количеством
арматуры. Необходимо руководствоваться определенны-
ми правилами ее установки и эксплуатации:
1) движение среды должно совпадать со стрелкой па
корпусе арматуры;
2) использование арматуры не по прямому назначе-
нию запрещается, например недопустимо использовать
запорную арматуру как регулирующую;
3) арматура должна ввариваться в соответствующий
участок трубопровода до его монтажа; при проектирова-
нии трубопроводов установка ее предусматривается в ме-
стах, доступных для обслуживания, если не имеется
в виду радиоактивная среда;
4) арматура, работающая при высоких температурах,
закрывается съемными разборными теплоизоляционны-
ми конструкциями.
12* 179
Приваривание арматуры к трубопроводам уменьшает
возможные протечки среды и повышает надежность ра-
боты. Крышка арматуры присоединяется к ее корпусу
па фланцах, что позволяет выполнять мелкий ремонт
на месте. Для возможности частичного ремонта без вы-
резки арматуры иногда при невысоких давлениях седла
в корпусах арматуры устанавливают па резьбе. Если
требуется более серьезный ремонт или замена армату-
ры, то она вырезается и в последующем вваривается
вновь.
Вся арматура высокого давления выпускается за-
водами только как приварная. В качестве запорных
органов применяют вентили и задвижки. Тип запорного
органа выбирают в основном по диаметру трубопровода.
На трубопроводах диаметром 125 мм и более устанав-
ливают, как правило, задвижки, а диаметром 70 мм и
менее — вентили. В интервале диаметров от 70 до 125 мм
возможно применение обеих конструкций. Установка
задвижек обязательна на трубопроводах, по которым
допускается движение среды в обоих направлениях.
Вентили более удобны для ремонта.
Гидравлическое сопротивление вентилей больше, чем
задвижек. Для вентилей диаметром 100 мм коэффици-
ент гидравлического сопротивления составляет 2,5—
5,5, а для задвижек полнопроходного сечения 0,25. Это
позволяет, в частности, применять задвижки с меньшим
диаметром, чем диаметр трубопровода, куда их ввари-
вают, что снижает массу арматуры, а также ее стои-
мость. При этом если проходное сечение стеснено вдвое,
то коэффициент гидравлического сопротивления соста-
вит 1,5, а при использовании направляющей трубы —
всего 0,8, т. с. он по-прежнему будет существенно мень-
ше, чем для вентиля. Однако масса, размеры и ход
шпинделя задвижки больше, чем те же параметры для
вентиля.
Наиболее употребительны задвижки с клиновым за-
твором. Такая задвижка может иметь один клин, соеди-
ненный со шпинделем (рис. 14.8). В этой конструкции
для создания плотного контакта с двусторонним седлом
клапана, установленным в корпусе, при опускании шпин-
деля с клином требуется подгонка клина к двум поверх-
ностям, что выполнить полностью не удается. Более со-
вершенна конструкция, приведенная на рис. 14.9, в ко-
торой сидящий на шпинделе клин состоит из двух унлот-
180
няющих дисков (тарелок). При опускании шпинделя
к уплотняющим кольцам (седлу) задвижки подходят
обе тарелки, а окончательная плотность соединения до-
стигается при последующем опускании шпинделя, так
как тарелки прижимаются распорными грибками. Такие
задвижки применяют как на паре, так и на воде.
Глазная запорная задвижка (рис. 14.10) на трубо-
проводах главного циркуляционного контура водо-водя-
ных реакторов создана по этому же типу (см. рис. 14.9).
Однако выполнение ее для условного диаметра 500 мм и
высокого давления приводит к тому, что ее уже трудно
Рис. 1 1.9. Задвижка с клиповым затвором из двух дисков (тарелок).
1 — шпиндель; 2 — корпус; 3 — распорный гриб; 4 — седло; 5 — уплотняющий
.диск (тарелка).
Рис. 11.8. Задвижка с клиновым затвором с цельным клином.
181
Рис. 14.10. Главная запорная задвижка атомной электростанции
с водо-водяным реактором.,
1 — электропривод; 2— упорный шарикоподшипник; 3—сальник; 4— крышка;
5 — шпиндель; 6 — корпус; 7— сбросной клапан; 8—грибок; 9— седло; 10—
тарелка.
называть просто арматурой — скорее, это небольшой
вспомогательный агрегат. Назначение этих задвижек—
полное отключение одной из петель при работе других,
поэтому минимальное их количество — две на каждую
петлю.
Главная задвижка имеет довольно большие размеры:
для ВВЭР-440 общая высота более 3 м, масса 8 т.
Задвижка имеет электропривод мощностью 20 кВт
с дистанционным управлением. Для полного отключения
трубопровода при закрытии задвижки с помощью элек-
тропривода требуется 85 с, а вручную 32 мин. Вода,
оставшаяся после закрытия задвижки в ее корпусе под
крышкой, сначала имеет высокую температуру. При
снижении давления из этой воды образуется пар, для
отвода которого предусмотрен сбросной клапан 7.
В результате существенного увеличения диаметра
главного циркуляционного контура при переходе
к ВВЭР-1000 создались значительные трудности при из-
готовлении для него главных запорных задвижек. На
головном реакторе ВВЭР-1000 (5-й блок НВ АЭС) и еще
на части таких реакторов главные запорные задвижки
установлены, но принято решение об отказе ог них для
последующих серийных блоков. Это решение продикто-
вано следующими сообра-
жениями: для ВВЭР-440 при
отключении одной петли в
работе остаются пять петель,
что не приведет к серьезно-
му нарушению гидродина-
мики реактора; для
ВВЭР-1000 при отключении
одной петли в работе оста-
ются три петли, что создаст
определенный гндродинами-
ческий перекос в реакторе.
Кроме того, предполагав-
шаяся ранее возможность
ремонта ГЦН отключенной
петли оказалась переализуе-
Рис. 14.11. Запорный проходной
вентиль высокого давления.
1 — шпиндель; 2 — полукольцо; 3 —
основной клапан (тарелка); 4 — корпус;
5 — седло; 6 — разгрузочная тарелка;
7 — коническая часть шпинделя; 8 —
втулка.
183
мой по условиям уровня радиоактивности, сохраняю-
щейся вблизи отключенного ГЦН.
На трубопроводах АЭС применяют также большое
количество вен гилей различного назначения. На рис. 14.1 *
показан запорный вентиль высокого давления. При его
закрытии сидящий на шпинделе 1 клапан 3 опускается
на седло 5.
Для открытия вентилей и задвижек высокого давле-
ния необходимо преодолевать большие усилия, так как
при начальном положении существует большой перепад
давлений по обе стороны клапана. Ранее для облегчения
открытия применяли обводные трубки малого диаметра
с вентилем на них, открыв который, выравнивали давле-
ние по обе стороны клапана, а затем уже поднимали
его. Однако при этом создавались дополнительные участ-
ки высокого давления и увеличивалось количество арма-
туры. В современных конструкциях применяют метод
внутренней разгрузки (рис. 14.11). Вначале поднимается
разгрузочный клапан 6 малого диаметра, открывая до-
ступ среде по обеим сторонам основного клапана 3.
Подъем клапана 6 идет до упора его в полукольцо 2,
в связи с чем начинается уже подъем основного клапа-
на. Для уменьшения возможных утечек воды через саль-
ник па шпинделе 1 имеется коническая поверхность, упи-
рающаяся во втулку крышки при полном открытии вен-
тиля.
При открытом положении вентилей протекающая сре-
да воздействует на клапан. Поэтому в связи с возмож-
ным эрозионным воздействием потока на клапан плот-
ность вентилей обычно нарушается быстрее, чем плот-
ность задвижек. В вентилях возможна подача среды или
только под клапан, или только па клапан.
Рис. 14.12. Рабочая часть регули-
ровочного вентиля для воды.
Запорная арматура
(запорные задвижки и
клапаны) должна быть
или полностью открыта,
или полностью закрыта.
Использование ее как ре-
гулировочной арматуры
приводит к повышенному
эрозионному износу дета-
лей и нарушению основ-
ного соединения, а в ре-
зультате — к протечкам.
184
Для регулирования расхода или давления существу-
ет специальная арматура. Регулировочные вентили от-
личаются от запорных профилем клапана и седла
(рис. 14.12). Односедельный клапан 3 в виде иглы имеет
переменное сечение. Он или укреплен на шпинделе 1,
или выполнен с ним как одно целое. Седло 2 укреплено:
на резьбе в корпусе 4 вентиля и имеет расширяющееся
сечение.
Профилированный клапан-игла позволяет изменять
расход среды пропорционально его перемещению. Такой
вентиль не может работать
без протечек, но этого и не
требуется, так как он не
запорный, а для радиоак-
тивной среды широко ис-
пользуют вентили с силь-
фонным уплотнением.
На рис. 14.13 показан
регулирующий клана i ши-
берной конструкции. Такие
клапаны применяют как на
паре (в РОУ и БРОУ), так
и на воде для регулирова-
ния питания парогенерато-
ров. Благодаря разности
давления по обе стороны
шибера он прилегает к сед-
лу, и этим достигается его
высокая плотность, что осо-
бенно важно в БРОУ, так
как протечки пара через нее
вызывают значительные ло-
Рис. 14.13. Паровой редукци-
онный (дроссельный) клапан
шиберной конструкции.
тери.
На всех питательных магистралях перед питаемым
агрегатом (парогенератором, реактором, испарителем
и т. д.) обязательна установка обратного клапана. Прин-
цип его работы ясен из рис. 14.14. Назначение его —
предотвратить опорожнение водяного объема парогене-
нерирующего агрегата при аварийном останове питатель-
ного насоса и падении давления в питательной магистра-
ли. Обратные клапаны играют важную роль в обеспе-
чении надежной эксплуатации, поэтому они не имеют
вывода шпинделя за пределы корпуса. Обратный клапан
нужно устанавливать на напорной стороне насосов (до
185
Рис. 14.14. Обратный клапан
для трубопроводов питательной
воды.
запорной задвижки), чтобы при аварийном останове на-
соса защитить его всасывающую часть и подводящий
к ней трубопровод от повышения давления в них. Обяза-
тельна установка обратных клапанов на трубопроводах
отборного пара из турбины.
Чтобы не допустить существенного превышения дав-
ления в разных частях системы, обязательна установка
предохранительных клапанов, причем не менее двух. На
трубопроводах больших диаметров применяют импульс-
ные предохранительные кла-
паны, в которых при пре-
вышении давления откры-
вается сначала вспомога-
тельный клапан, а вслед
за ним — основной. Пре-
дохранительные клапаны
на парогенераторах двух-
коптурных АЭС, казалось
бы, могут не устанавли-
ваться, так как давление
в них не может подняться
выше того, которое отвечает
температуре кипения, равной максимальной температуре
теплоносителя. Однако расчет парогенератора на эго
давление не снимает требования установки предохрани-
тельных клапанов на случай аварии (хотя и малове-
роятной), когда в результате прямого разрыва трубки
парогенератора давление в нем может возрасти до рабо-
чего давления реактора. Предохранительные клапаны
используют и в первых контурах двухконтурных АЭС
(обычно на компенсаторах объема) со сбросом образую-
щегося при их открытии пара в барботер под уровень
воды (см., например, рис. 10.5). Кроме основных пре-
дохранительных клапанов первого контура устанавли-
вают дополнительные предохранительные клапаны мень-
шего проходного сечения на каждой из петель много-
петлевого водо-водяного реактора в их отключаемых
частях. Для одноконтурной АЭС предохранительные
клапаны могут быть или на барабанах-сепараторах, пли
па паропроводах. Обязателен сброс из пих в барботаж-
ные устройства (см. рис. 10.7). На рис. 14.15 показан
предохранительный клапан, пружина которого рассчи-
тывается на подъем клапана при заданном давлении.
Предохранительные клапаны могут быть и импульсны-
186
ми, открывающимися в результате воздействия датчиков
на электропривод клапана.
Для вывода дренажей, спуска волы из контуров и
непрерывной и периодической продувок также сущест-
вует своя арматура. Общее правило для такой армату-
ры— последовательная установка двух вентилей: запор-
ного и вслед за ним соответствующего регулировочного,
причем запорный должен открываться полностью. Для
автоматического удаления кон-
денсата пара, периодически ска-
пливающегося в паропроводах,
применяют кондесатоотводчкки,
через которые отводится только
конденсат.
Особенно внимательно следу-
ет подходить к проектированию
трубопроводов и соответствую-
щему выбору количества и мест
размещения арматуры в одно-
контурных АЭС. Необходимо
иметь в виду, что абсолютная
плотность в длительной эксплуа-
тации недостижима, причем наи-
более трудноуплотняемой средой
является вода, а затем насыщен-
ный и перегретый пар. В особо
ответственных местах с большой
радиоактивностью среды приме-
няют иногда сложную систему
уплотнений. Вся арматура, как
снимаемая для ремонта, так и
ремонтируемая на месте, после
ремонта должна проходить гид-
равлическое испытание. Проме-
жуточное положение между ар-
матурой и контрольно-измери-
тельными приборами занимают
указатели уровня, как устанав-
ливаемые непосредственно на
оборудовании, так и вынесенные
Рис. 14.15. Пружинный
предохранительный кла-
пан, рассчитанный на
давление 12,5 МПа.
/ — корпус; 2—’Втулка (сед-
ло): 3 — упорный закрепляю-
щий штифт; 4 — направляю-
щее (регулирующее) кольцо;
5 — тарелка клапана; 6 — на-
правляющая втулка; 7 —
шток; 8 — пружина; 9 —
устройство для подрыва
клапана от руки; 10 — гайка
для регулировки клапана.
за ею пределы. Контроль уровня практически во
всех аппаратах производится для условий барбо-
тажа пара через водяной объем, при этом действитель-
ный уровень воды в аппарате будет тем больше превы-
187
шать уровень воды по водоуказательному приоору, чем
ниже по высоте аппарата сделан отвод к измерителю
в области водяного объема. Необходимо делать этот от-
вод возможно выше, но не превышая минимального
уровня воды в аппарате.
Вопросы для самопроверки. 1. Каково назначение редукцион-
ных н редукционно-охладительных установок? Как они действуют?
2. Какие существуют на АЭС трубопроводы? Как их можно
классифицировать?
3. Какие стали применяются для трубопроводов?
4. Как компенсируются удлинения трубопроводов?
5 Существуют ли ограничения по скорости прогрева трубопро-
водов?
6. Как различается арматура трубопроводов по назначению и
по способу действия?
7. В чем причина отказа от главных запорных задвижек для
ВВЭР-1000?
8. Зачем нужны предохранительные клапаны и где они уста-
навливаются?
9. Зачем нужны обратные клапаны и где они устанавливают-
ся?
Глава пятнадцатая
ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АЭС
И СИСТЕМЫ НАДЕЖНОГО ПИТАНИЯ
15.1. Состав и назначение принципиальной
и развернутой тепловых схем атомных электростанций
Тепловая схема АЭС объединяет технологические
схемы установок, входящих в ее состав. Различают прин-
ципиальную и развернутую (полную) тепловые схемы
станции. Принципиальная тепловая схема включает в
себя только основные установки — реакторную, парогепе-
раторпую, паротурбинную, конденсационную и конден-
сатно-питательный тракт. На эту схему наносят основ-
ные трубопроводы, соединяющие эти установки в еди-
ную технологическую систему. На линиях стрелками
указывают направление потоков пара и конденсата.
Независимо от числа установленных основных и
вспомогательных агрегатов на принципиальной тепловой
схеме однотипное оборудование изображается только
1 раз, но со всеми последовательно включенными эле-
ментами. Например, при установке на АЭС нескольких
многокорпусных турбин па принципиальной схеме изо-
бражают только одну. Трубопроводы указывают только
188
одной линией по направлению основного потока незави-
симо от числа параллельных потоков без поперечных
связей между трубопроводами к отдельным агрегатам,
если таковые существуют, и без трубопроводов вспомо-
гательного назначения, например дренажных с дренаж-
ными баками, системы технической воды и др. Много-
численную арматуру, входящую в состав трубопроводов
или установленную на самих агрегатах, также не нано-
сят. Исключение составляет только важнейшая армату-
ра, например главная задвижка реакторного циркуля-
ционного контура.
На полной (развернутой) тепловой схеме станции
показывают все оборудование. Систему трубопроводов
приводят всю, включая параллельные связи между от-
дельными блоками и вспомогательные трубопроводы,
дренажные линии, а также различные баки — питатель-
ные, дренажные и др. На трубопроводах и агрегатах
указывают всю арматуру. На развернутую тепловую
схему наносят также систему технического водоснабже-
ния и се промежуточный контур. Полную тепловую схе-
му станции составляют на основе принципиальной теп-
ловой схемы после ее уточнения, окончательного расчета
и выбора.
При составлении принципиальной тепловой схемы ре-
шаются различные задачи, например выдача турбо-
строительному заводу технического задания на проекти-
рование повой машины и др. Могут варьироваться мощ-
ности и параметры основных агрегатов, например
использование в системе атомных станций турбин, отли-
чающихся по мощности или быстроходности. Составлен-
ная для каждого из этих вариантов принципиальная схе-
ма подлежит предварительному расчету, на основе ко-
торого в последующем можно будет уточнить основные
характеристики оборудования: наиболее экономичное
распределение регенеративного подогрева по ступеням,
число ступеней подогрева, давление в деаэраторе, способ
подготовки добавочной воды (термическое или химиче-
ское обессоливание), место установки и тип устройств,
обеспечивающих допустимую конечную влажность пара,,
и.др. При составлении принципиальной тепловой схемы
могут возникнуть и другие задачи, например использо-
вание существующей турбинной установки в условиях,
отличных от тех, для которых она была создана: измене-
ние вакуума в связи с иными условиями технического
189
водоснабжения, отказ от испарителя, включенного в ре-
генеративную систему, и переход к химически обессолен-
ной воде, изменение значения добавки воды и др.
15.2. Принципиальные тепловые схемы
основных типов АЭС
На рис. 15.1 приведена принципиальная тепловая
схема двухконтурной АЭС с ВВЭР-440. На этой АЭС
устанавливаются две турбины К-220-44, но так как теп-
ловая схема принципиальная, то на рис. 15.1 показана
только одна турбина. Кроме того, хотя число ЦНД
(каждый из них двухпоточный) равно двум, па рис. 15.1
показан только один ЦНД. Состав схемы ясен из подри-
супочиой подписи.
Рис. 15.1. Принципиальная тепловая схема турбинной установки
двухконтурной АЭС с турбинами К-220-44.
1— уплотнения штоков клапанов турбины; 2—блок клапанов; 3—ЦСД тур-
бины; 4 — уплотнения вала турбины; 5 — сепаратор-промперегреватель; 6 —
ЦНД турбины; 7 — подогреватель сетевой воды; 8— насос теплосети; 9 — кон-
денсатор турбины; 10— конденсатный насос I ступени; 11 — основной эжектор
12— эжектор уплотнений; 13— конденсатоочистка; 14— конденсатный насос
II ступени; 15—-ПИД; 16 — охладитель дренажа; /7 — дренажный насос; 18 —
деаэратор; 19 — питательный насос с электроприводом; 20— ПВД; 21—регу-
лятор давления.
190
Принципиальная тепловая схема для энергоблока
с ВВЭР-1000 с турбиной мощностью 1000 МВт приведе-
на на рис. 15.2. Число ЦНД (каждый из них двухпоточ-
пый) составляет три, но так как тепловая схема прин-
ципиальная, то показан только один ЦНД. Тепловые
схемы на рис. 15.1 и 15.2 в целом однотипны. Сопостав-
ление этих схем интересно по двум показателям. Преж-
де всего, различается привод питательного насоса — для
ВВЭР-1000 применен турбопривод, что обосновано
в § 11.2. Кроме того, в схеме на рис. 15.1 дренажи
греющих паров ЦСД каскадом направлены в деаэратор,
а на рис. 15.2 они минуют деаэратор, продолжая каскад-
ный слив до ПНД. В принципе при каскадном сливе не-
сколько снижается тепловая экономичность, так как
дренаж из последующего регенеративного подогревателя
вскипает при подаче его в предыдущий и на величину об-
разующегося пара уменьшается отбор пара из турбины.
Однако потеря тепловой экономичности при этом очень
мала, а схемных и эксплуатационных преимуществ мно-
го. Слив дренажей из ПВД в ПНД, минуя деаэратор
(см. рис. 15.2), облегчает возможный переход на без-
деаэраторную схему.
На рис. 15.1 и 15.2 показана кондепсатоочистка. До
последнего времени на блоках с турбинами К-220-44 кон-
денсатоочистка устанавливалась только для морских
охлаждающих вод. В настоящее время считается обяза
тельной установка копдснсатоочистки для любых охла-
ждающих вод. Это позволяет при меньшей продувке
поддерживать нормируемые концентрации хлорид-иона
в воде парогенератора, а также избежать кальциевых
отложений на его теплообменных трубках по стороне
второго контура.
На рис. 15.3 приведена принципиальная тепловая
схема одноконтурной АЭС с РБМК-1000 и турбинами
К-500-65/3000. В блоке с РБМК-1000 их устанавливает-
ся две. Так как турбина работает па радиоактивном па-
ре, то в схему АЭС включен испаритель, пар из которого
поступает на уплотнения турбины.
Из рис. 15.3 видно, что установка ПВД не предусмо-
трена. Такое решение было принято для первых энерго-
блоков с РБМК-1000 из опасений поступления большого
количества продуктов коррозии в реактор с питательной
водой. Но так как от этого серьезно страдает тепловая
экономичность, то для последующих реакторов
191
о _ w
От реактора
Рис. 15.3. Принципиальная тепловая схема турбинной установки
одноконтурной АЭС с турбинами К-500-65/3000.
/—•питательный насос: 2 — деаэратор; 3 — регулятор давления; 4—испари-
тель; 5 — нерадиоактивный пар испарителя; 6 — уплотнения штоков клапанов
турбины; 7—блок клапанов; 8—ЦСД турбины; 9 — сепаратор-промперегреза-
тель; 10— уплотнение вала турбины; 11—ЦНД турбины; 12, 13 — подогрева-
тели и насос промежуточного контура тепловой сети; 14—конденсатор тур-
бины; 15, 19 — конденсатные насосы первого и второго подъемов; 16 — кондеи-
сатоочистка; П — основной эжектор; 18 — эжектор уплотнений; 20 — ПНД.
РБМК-1500 предусмотрена установка ПВД (в нержа-
веющем исполнении), что видно из сопоставления тем-
ператур питательной воды для турбин К-500-65/3000
(для РБМК-Ю00) и К-750-65/3000 (для РБМК-1500),
приведенных в табл. 11.2. В качестве греющей среды
для ПВД могут быть использованы конденсаты греющих
паров обеих ступеней промперегревателя (в схеме на
рис. 15.3 они подаются в деаэратор в связи с отсутст-
вием ПВД).
Если для двухконтурпых АЭС установка кондснсато-
очисткп целесообразна, то для одноконтурной АЭС опа
абсолютно необходима. Конденсатоочисгка состоит из
калионигного фильтра и следующего за ним фильтра
смешанного действия (ФСД).
Питательная вода реактора одноконтурной АЭС
должна быть освобождена не только от естественных
примесей, но и от продуктов коррозии. Для удаления
13—92 193
продуктов коррозии в первых энергоблоках с
РБМК-Ю00 все дренажи греющих паров регенеративных
и сетевых подогревателей, а также сепарат из между-
цилиндрового сепаратора каскадом сливались в конден-
сатор для последующей общей очистки совместно с тур-
бинным конденсатом. Это хорошо видно из схемы на
рис. 15.3. Однако при сливе дренажей в конденсатор
имеет место потеря тепловой экономичности, намного
большая, чем при каскадном сливе до ПНД1 (см.
рис. 15.2), и еще большая, чем при сливе по схеме на
рис. 15.1. Кроме того, удаление продуктов коррозии тре-
бует механической фильтрации, а нс ионного обмена,
т. е. по схеме на рис. 15.3 имеет место перерасход ка-
тионита и особенно анионита. В связи с этим в настоя-
щее время разработана тепловая и воднорежимная схе-
мы, при которых в конденсатор подается дренаж только
из ПНД1, а каскадный слив всех остальных дренажей
после ПНД2 направляется на механические фильтры
и соединяется затем с прошедшим через ионообменную
установку турбинным конденсатом (вместе с дренажем
из ПНД1). При этом расходы конденсата через ФСД
и, следовательно, необходимое количество смол суще-
ственно сокращаются, регенерация смол производит-
ся значительно реже, радиоактивные стоки уменьша-
ются.
15.3. Развернутая (полная) тепловая схема АЭС
Пример развернутой тепловой схемы АЭС приведен
па рис. 15.4, причем только для одной турбины К-220-44,
т. е. приведена только половина развернутой тепловой
схемы. Но необходимо иметь в виду, что система расхо-
лаживания принята общая для обеих турбин (поз. 25
и 28 и линии к ним). Из рис. 15.4 видно также, что
в деаэраторах предусмотрена как струйная, так и бар-
ботажная деаэрация, хотя последнюю на АЭС, как пра-
вило, не применяют. Линии подвода пара в деаэратор-
ный бак можно использовать для прогрева воды в баке
в пусковые периоды. Состав развернутой тепловой схе-
мы достаточно ясен из подрисуночной подписи и допол-
нительных пояснений не требует. Следует при этом иметь
в виду, что, так же как и в реальных развернутых тепло-
вых схемах, па рис. 15.4 показаны не все оборудование
194
и линин. Некоторые элементы схемы показывают на де-
тальных установочных чертежах отдельных агрегатов, не
загромождая ими развернутую тепловую схему. Это от-
носится к таким элементам схемы, как подача воды на
маслоохладители и ее отвод, теплообменники охлажде-
ния статора генератора, подача воды на уплотнения на-
сосов и др. Места соединения трубопроводов отмечают
точками.
По рис. 15.4 можно проследить не только основные
коммуникации, но н расстановку редукционных устано-
вок и регулирующей, запорной и предохранительной ар-
матуры. На каждую турбину пар подают три парогене-
ратора. Соединительная магистраль позволяет в случае
необходимости подавать пар от любого парогенератора
на любую турбину. Свежий пар идет не только к клапа-
нам турбины, но и в качестве греющей среды на вторую
ступень промежуточного пароперегревателя. При вне-
запном закрытии клапанов турбины свежий пар сбрасы-
вается в конденсатор (до 60% полного расхода), для
чего от соединительной паровой магистрали отведена
линия к БРУ (поз. 11).
На АЭС существует ряд собственных потребителей
пара. К их числу относятся уплотнения вала турбин,
эжекторы турбинной установки, спецводоочистка, паро-
эжекторная машина и подогреватели тепловой сети.
Нормально они питаются отборным паром турбины. На-
ряду с этим в качестве резерва предусмотрено БРУ соб-
ственных нужд (поз. 5), подающее пар из соединитель-
ного паропровода в специальную магистраль собствен-
ных нужд.
Питательные трубопроводы (по одному от каждой
турбоустановки) питают каждый по три парогенератора.
Так как они имеют соединительный трубопровод, то воз-
можно питание любого парогенератора от регенератив-
ной системы любой турбины. К каждому парогенератору
идет одна питательная линия.
15.4. Системы надежного питания
Из предшествующих глав и принципиальной и раз-
вернутой тепловых схем видно, что в состав оборудо-
вания АЭС входит довольно большое число потребите-
лей электроэнергии, расход которой называется расхо-
дом на собственные нужды. Для АЭС с ВВЭР расход
13* 195
Рис. 15.4. Развернутая
(полная) тепловая схе-
ма АЭС с ВВЭР-44'J п
турбинами К-220-44.
/ — свежий пар; //—пар из
отборов турбины; ///—про-
чие паровые линии; IV —
питательная вода; V — ос-
новной конденсат; VI — про-
чие линии конденсата;
VII — паровоздушная смесь;
А —'смыкание с соответст-
вующими линиями второй
турбины; 5 —от шестого от-
бора турбины; В — в ПНД2
турбины; Г —в систему уп-
лотнений турбины; Д — се-
тевая вода к потребителям
и ее возврат; Е — восполне-
ние потерь сетевой воды;
X — к расширителям дрена-
жей; И —• из уплотнений вы-
сокого давления; К — в кон-
денсатор; Л — из коллекто-
ра системы уплотнений;' М —
в дренажный бак; // — к
теплообменнику системы ох-
лаждения статора генерато-
ра; П—сброс паровоздуш-
ной смеси из регенератив-
ной системы; Р — в бак за-
паса обессоленной воды, па
заполнение парогенератора
и в систему восполнения
убыли в теплосети; С —дре-
нажи основных трубопрово-
дов и некоторых элементов
схемы; Т — из химводоочне-
ткн; / — парогенератор; 2 —
теплообменник разогрева и
расхолаживания петель пео-
вого контура; 3 — БРУ
станционных нужд; 4 — ох-
ладитель выпара деаэрато-
ра; 5 —деаэратор; 6’— ПВД;
7 — ЦСД турбины; 8 - • рас-
ширитель дренажей; .9—
дренажный бак; 10 — насос
дренажного бака; 11 — БРУ
сброса пара в конденсатор;
12 — сепаратор - промпере-
греватель; 13 — ПНД турби-
ны; 14 — конденсатор: 15 —
электрогенератор; 16 — кон-
денсатный насос; 17 — ос-
новной эжектор; 18 — эжек-
тор уплотнений; 19 — пуско-
вой эжектор; 20— клапан
регулятора уровня в кон-
денсаторе; 21 — охладитель
дренажа; 22 — ПНД; 23 —
дренажный насос; 24 — на-
сос сетевой воды; 25 — тех-
нологический конденсатор;
26 — основной подогреватель
теплосети; 27 — пиковый по-
догреватель теплосети; 28 —
РУ расхолаживания; 29 —
питательный насос; 30— ава-
рийный питательный насос.
на собственные нужды составляет 5,5-?-6,5% всей выра-
батываемой АЭС электроэнергии, для АЭС с РБ?*Н\
он несколько выше и может доходить до 8%. Он вклю-
чает в себя расход электроэнергии на питательные,
главные циркуляционные, конденсатные, дренажные на-
сосы, на вентиляционые установки и др. Для его обес-
печения на станции имеется соответствующая сеть элек-
троснабжения собственного расхода.
В отношении допустимости перерыва в электропита-
нии по условиям безопасности все потребители собствен-
ного расхода разделены на четыре группы. Для потре-
бителей первой группы не допускается перерыв в пита-
нии, в том числе и при авариях, более чем на доли
секунды. К числу этих потребителей относятся приводы
системы управления и защиты, системы питания кон-
трольно-измерительных приборов и автоматики, аварий-
ное освещение. Для потребителей второй группы допу-
скается перерыв в питании па десятки секунд и даже
минут, но требуется обязательное питание после сра-
батывания аварийной защиты (АЗ) реактора. 1\ ним
относятся механизмы, обеспечивающие расхолаживание
реактора, например аварийные питательные насосы,
маслонасосы турбогенераторов, аварийные насосы тех-
нической воды, вентиляторы рециркуляционных устано-
вок охлаждения помещений первого контура. Потреби-
тели третьей группы допускают перерывы питания на
КИП, зашита, арматура
КИП, защита, арматура.
Рис. 15.5. Система надежного питания.
7 — шины электропитания первой категории надежности; 2— дизель-генер
пая батарея; 5 — основной электрогенератор.
198
время действия автоматики ввода резерва (АВР) и не
требуют обязательного питания после срабатывания АЗ
реактора. Четвертая группа — все остальные потребите-
ли, не предъявляющие особых требований к электро-
питанию.
Для потребителей первой и второй групп кроемо обыч-
ного электроснабжения от сети дополнительно преду-
сматривают систему надежного питания переменного то-
ка. Для первой группы потребителей в ее состав входит
еще и сеть постоянного тока. Таким образом, потребите-
ли первой и второй групп обеспечиваются питанием
даже в случае такой маловероятной аварии, как полная
потеря напряжения па станции в результате аварии
(развала) всей энергосистемы. В качестве аварийных
источников питания собственных нужд предусматрива-
ются аккумуляторные батареи и автоматизированные
дизель-генераторы. При наличии трех систем безопас-
ности (см. гл. 10) мощность каждого дизель-генератора.
гтор; 3—шины электропитания второй категории надежности; 4 — аккумулятор-
199
подключенного к этим системам, должна обеспечивать
аварийное расхолаживание реактора при любом типе
аварии, т. е. мощность каждого дизель-генератора рас-
считывается на 100% нагрузки одной системы безопас-
ности. В режиме полной потери напряжения срабатыва-
ет аварийная защита реактора и подается импульс на
запуск этих установок, и уже через 20—40 с потребители
первой и второй групп получают питание от сети надеж-
ного питания переменного тока. В системе технического
водоснабжения от сети надежного питания автоматиче-
ски запускаются аварийные насосы технической воды
для снабжения потребителей, не допускающих перерыва
в охлаждении.
На рис. 15.5 представлена система надежного пита-
ния для АЭС с ВВЭР-1000. Как видно из этого рисунка,
предусмотрены три одинаковые системы питания, дей-
ствующие автономно.
Вопросы для самопроверки. 1. Каков состав принципиальной
тепловой схемы?
2. Чем отличается развернутая тепловая схема от принци-
пиальной?
3. Что такое расход на собственные нужды АЭС?
4. На какие группы по степени необходимой бесперебойности
электроснабжения подразделяется расход на собственные нужды?
Глава шестнадцатая
КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО ЗДАНИЯ АЭС
16.1. Основные требования к компоновке
главного здания
Под главным зданием или главным корпусом АЭС
подразумевают помещение, в котором расположены
основные цехи станции — реакторный и машинный зал.
В этом же здании могут размещаться вентиляционный
центр и некоторые другие отделения. Взаимное располо-
жение оборудования и строительных конструкций назы-
вается компоновкой. На АЭС она должна быть подчине-
на прежде всего основному гигиеническому принципу
деления по зонам, причем прямое сообщение между зо-
нами строгого и свободного режимов не допускается.
Помещения зоны строгого режима в свою очередь
подразделяют на необслуживаемые (пребывание людей
во время работы реактора невозможно), периодически
200
обслуживаемые (разрешается периодическое пребывание
людей во время работы реактора) и обслуживаемые
(пребывание люден во время работы реактора не огра-
ничивается). Компоновка главного здания должна преду-
сматривать вход в помещения зоны строгого режима
только через санпропускник. Для прохода после остано-
ва реактора из полуобслуживаемых помещений в необ-
служиваемые имеется санитарный шлюз. Для доставки
материалов, оборудования, приборов и инструментов
в зону строгого режима предусматривают отдельные вхо-
ды и транспортные въезды. Удельная кубатура здания,
м3/кВт, — один из показателей совершенства компонов-
ки. Увеличение единичной мощности основных агрегатов
станции способствует снижению этой величины, как это
видно, например, из рис. 16.1.
Компоновка оборудования в главном здании АЭС
должна предусматривать и обеспечивать:
1) надежную, безаварийную и безопасную эксплуата-
цию оборудования и выполнение специальных санитар-
ных норм проектирования и эксплуатации АЭС;
2) удобство эксплуатации с наименьшим числом экс-
плуатационного персонала;
3) возможность проведения ремонтных работ в ко-
роткие сроки с высоким качеством;
4) удобство монтажа оборудования и механизацию
всех основных работ;
5) наиболее целесообразную связь между цехами
главного здания и главного здания с другими объектами
станции, а также с подъездными путями.
Удовлетворение большей части этих требований наи-
лучши.м образом обеспечивается при соблюдении для
компоновки оборудования логической последовательно-
сти технологической схемы станции. При этом однотип-
ные элементы располагают симметрично, что обеспечи-
вает легкость ориентации и правильность действий экс-
плуатационного персонала, особенно в аварийной об-
становке. Взаимное размещение связанных между со-
бой устройств и оборудования должно предупреждать
возможность нарушения технологического процесса.
Особое значение при компоновках приобретает до-
ступность оборудования и относящихся к нему комму-
никаций для ремонта, с чем связано также продуманное
размещение проходов, лестниц, площадок и подъемно-
транспортных устройств. Для монтажа и ремонта обо-
201
Рис. 16.1. Удельная кубатура
зданий основного назначения
в зависимости от мощности ре-
актора (по данным для блоков
Нововоронежской АЭС).
рудования устанавливают
гру зоп одъе м ны с мех а и и з м ы
(мостовые краны, элсктро-
тали и др.). В машинный
зал и реакторный цех вво-
дят железнодорожный путь
широкой колеи для транс-
порта тяжелых частей обо-
рудования. В главном зда-
нии предусматривают гру-
зовые и пассажирские лиф-
ты для подъема на верхние
этажи, а также необходи-
мые емкости и соответствую-
щие запасы питательной воды и конденсата для надеж-
ности технологического процесса электростанции.
Важным объектом, располагаемым в главном здании,
является блочный щит управления.. Размещение на нем
оборудования, наглядных схем станции в целом и ее
основных установок, организация рабочих мест и их
освещенность должны обеспечивать четкое и легкое
управление технологическим процессом станции.
В непосредственной близости к обслуживаемым агре-
гатам должна быть обеспечена допустимая (невысокая)
температура воздуха. Это необходимо учитывать при
компоновке и особенно при трассировке паропроводов.
При расширении АЭС целесообразно сохранять для
расширяемой части принципиально такую же компонов-
ку, как и для первой очереди, так как эксплуатация
однотипного оборудования проще и потому надежнее.
Однако сохранение тех же решений, что и для первой
очереди, целесообразно только в то.м случае, если основ-
ное оборудование используется не только того же типа,
но и той же единичной мощности.
16.2. Компоновка машинного зала
Оборудование турбинного цеха размешают на двух
уровнях: наверху — обычно турбину, генератор и возбу-
дитель, внизу — конденсаторы, циркуляционные и кон-
денсатные насосы, регенеративные п прочие подогрева-
тели, В конце машинного зала оставляют монтажный
проем, позволяющий вести ремонтные и монтажные ра-
боты внизу (па уровне отметки земли). Конденсационное
202
и вспомогательное оборудование может оослуживаться
тем же крапом, что и турбогенераторы. Для монтажа и
ремонта турбогенераторов машинный зал должен быть
оборудован мостовыми кранами с грузоподъемностью,
соответствующей массе статора генератора или самой
тяжелой части турбины, поднимаемой при ремонте, если
монтаж статора генератора производится специальным
приспособлением.
Машинный зал может быть с продольным расположе-
нием. турбин относительно его длины (рис. 16.2). Про-
дольное расположение выполняют только «цугом», т. е.
один турбогенератор за другим. Встречное продольное
расположение турбин, т. е. размещение с регулирующи-
ми органами, обращенными друг к другу, не применяют,
так как вспомогательные устройства каждых двух тур-
бин при этом будут иметь зеркальное, а не одинаковое
расположение, что может вызвать ошибки эксплуатаци-
онного персонала.
Основные размеры машинного зала — высота, длина
и пролет (ширина) зависят от числа и мощности тур-
бин. Для одних и тех же исходных условий при
продольном размещении турбин длина машинного
зала больше, а пролет меньше, чем при поперечном
Рис. 16.2. Эскизы машинного зала при продольном (а) и поперечном
расположении турбин для однопролетного (б) и двухпролетною (в)
залов.
203
расположении. С уменьшением пролета упрощаются
строительные конструкции, уменьшается масса и разме-
ры мостового крана, улучшается освещенность. При по-
перечном размещении сокращается длина паропроводов
из реакторного (или реакторно-парогепсраторпого) цеха
к головному цилиндру турбины. Расположение паро-
впуска в сторону реакторного зала, а генератора в сто-
рону фасадной стены машинного зала обеспечивает
удобство вывода токопроводов к повышающим транс-
форматорам.
Современные строительные конструкции электростан-
ции и особенно конструкции мостовых кранов позволяют
делать максимальный пролет машинного зала 51 —
54 м. Возможно создание двухпролетпой конструкции
(рис. 16.2,в). В этом случае общий пролет машинного
зала может быть больше
Рис. 16.3. Пружинная опора
конденсаторов при подвальном
расположении.
/ — установочные планки: 2 — от-
жимные болты; 3 — опорная лапа,
приваренная к корпусу конденса-
тора.
54 М.
Для турбин на насыщен-
ном парс продольное распо-
ложение, как правило, пред-
почтительнее. При опреде-
лении пролета машинного
зала с продольно располо-
женными турбинами не сле-
дует стремиться к предель-
ному уменьшению пролета,
так как это вызовет увели-
чение продольных размеров
зала. При определении про-
лета необходимо учитывать
площади для расположения
оборудования, проходы для
обслуживания, габариты вы-
ема трубок конденсатора и
газоохладителей генерато-
ров, габариты выема рото-
ра генератора и др. Пролет
машинного зала при попе-
речном расположении тур-
бин стремятся по возмож-
ности уменьшить, особенно
для мощных турбин.
Верхний этаж машинно-
го зала называют обычно
турбогенераторным, ниж-
204
ний — конденсаторным. В связи с необходимостью тем-
пературных расширений выхлопного патрубка турбины,
соединенного с корпусом конденсатора, последний опи-
рается обычно на пружинные опоры (рис. 16.3). Корпус
конденсатора, установленный на пружинах, в процессе
монтажа путем подвинчивания болтов 2 подводится
к выхлопному патрубку турбины и приваривается к нему.
Затем монтируются установочные планки. В работе при
расширении выхлопного патрубка корпус конденсатора
опускается и сжимает пружину.
Для одноконтурных станций нижняя (водяная) часть
конденсатора закрывается биологической защитой. Пол
конденсаторного помещения находится, как правило, на
уровне планировки земли. В конденсаторном помещении
располагают все регенеративные и сетевые подогревате-
ли с приданными им циркуляционными, конденсатными
и питательными насосами.
В верхней части конденсаторного помещения непо-
средственно под площадками турбогенератора прокла-
дывают основные паропроводы, подводящие свежий пар
к турбине. Компоновка вспомогательного оборудования
(взаимное расположение питательных насосов и подо-
гревателей высокого давления, распределительных па-
ровых коробок и паровпускных органов турбины, подо-
гревателей низкого давления по отношению к фланцам
патрубков отбора пара из турбины и других агрегатов)
делается с учетом удобства трассировки и компенсирую-
щей способности соединительных трубопроводов.
Оборудование, связанное с внешними выходами (цир-
куляционные насосы, подогреватели и насосы сетевой
воды и т. п.), устанавливают у наружной стены машин-
ного зала. Размещение подогревателей регенеративной
системы зависит от расположения турбогенераторной
установки.
Для обслуживания вспомогательного оборудования,
расположенного в конденсаторном помещении, исполь-
зуют мостовой кран машинного зала, причем снимают
соответствующие металлические площадки у турбогене-
раторов. Через конденсаторное отделение проходит так-
же фундамент турбогенераторов. Высота его (отметка
площадки обслуживания вокруг турбогенератора) опре-
деляется в основном размерами конденсатора: в зависи-
мости от мощности турбогенераторной установки она
составляет 7—15 м. Высота установки мостового крана,
205
а следовательно, и высота всего машинного зала опреде-
ляются возможностью транспортировки оборудования на
монтажную площадку, а также требуемым пространст-
вом для выемки трубок вертикальных теплообменных
аппаратов.
Вверхний и нижний этажи машинного зала соединя-
ют системой металлических лестниц, располагаемых
у каждой турбины. В турбогенераторном помещении со
стороны паровой турбины для ее обслуживания разме-
щают рабочую площадку с тепловыми щитами и при-
водами основной арматуры трубопроводов установки и
некоторыми вспомогательными устройствами (пароэжек-
Рис. 16.4. Опоры конденсатора при боковом расположении.
1 — переходный патрубок от турбины к конденсатору; 2 конденсатор; 3 •
боковая подвижная опора; 4 — нижние неподвижные опоры.
206
торная установка и др.)- Со стороны электрического ге-
нератора оставляют свободное место для электрических
выводов генератора, выемки его ротора и установки
газового охлаждения.
Для больших выходных площадей проточной части
турбины подвальное расположение конденсаторов при-
водит к значительному изменению проходных сечений
для пара при его поступлении в конденсатор. Наиболь-
шие выходные площади турбины характерны для мощ-
ных (1000 МВт и более) тихоходных машин (см.
табл. 11.3). Для таких условий может оказаться целе-
сообразным отказ от подвального расположения конден-
саторов и переход к боковому расположению. При этом
сечения для входа пара в конденсатор существенно уве-
личиваются и появляется возможность выполнения кон-
денсатора из двух частей, располагаемых на разных
отметках. При последовательном включении этих частей
по охлаждающей воде в конденсаторе достигается более
глубокий вакуум.
При боковом расположении конденсатора иначе ре-
шается и вопрос об опорах конденсаторов. Как видно
на рис. 16.4, опоры выполняют из системы стержней
или пластин.
Водяная емкость конденсатора требует биологической
защиты. Поэтому боковое расположение конденсаторов
для одноконтурных АЭС неприемлемо.
16.3. Компоновка реакторного
и реакторно-парогенераторного цехов
Компоновку реакторно-парогенераторного цеха двух-
контурных АЭС выполняют в двух вариантах — без об-
щей защитной оболочки или с ней. В обоих случаях
необходима максимальная компактность расположения
всего оборудования.
Заглубление реактора, применявшееся ранее, в совре-
менных компоновках не используется. Корпус реактора
двухконтурной АЭС располагается в железобетонной
шахте, герметично отделяющей его от остального обору-
дования и являющейся не только биологической защи-
той, но и фундаментом для корпуса.
Для проведения перегрузки топлива между крышкой
п верхним сферическим защитным колпаком реактора
как продолжение шахты реактора образуется бассейн
207
14—92
Рис. 16.5. Компоновка АЭС с ВВЭР-1000
/_ турбинное отделение; 2 — здание реакторной установки; 3 — кран; 4 — реактор; 5—ГЦН; 6 — вспомогательные
помещения; 7 — компенсатор объема; 8—бассейн выдежки; 9— шлюз; 10— парогенератор; 11 бассейн перегрузки,
12 — ПВД; 13 — питательные турбонасосы; 14 — деаэратор; 15 — ПНД; 16 — въездные пути; /7 — возбудитель электро-
генератора; 18 — электрогенератор; 19 — ЦНД; 20 — ЦСД; 2/— СПП.
перегрузки. В связи с необходимостью съема крышки
корпуса для целей перегрузки в реакторно-парогепера-
торном цехе необходимо наличие мостового или поворот-
ного крана и резервирование места, на которое устанав-
ливается снятая крышка. Второй крап, меньшей грузо-
подъемности, используется для всех остальных опера-
ций. Выгружаемые кассеты под водой переносятся в рас-
положенный в непосредственной близости к реактору
бассейн выдержки. Для отвода остаточного тепловыде-
ления от выгруженных кассет бассейн перегрузки и бас-
сейн выдержки снабжаются трубной системой с цирку-
ляцией охлаждающей воды.
Приводы главных запорных задвижек и вспомога-
тельные системы ГЦН (водяное охлаждение, вентиля-
ция) выводят над дополнительным перекрытием, являю-
щимся биологической защитой. Там же размещают
арматуру воздушников ГЦН и парогенераторов и дру-
гую вспомогательную арматуру петли, т. е. образуется
общее помещение обслуживания.
В современных компоновках реакторно-парогенера-
торного цеха АЭС с ВВЭР-440 гидравлическая часть
ГЦН опущена под железобетонное перекрытие и уста-
новлена на подвижной раме с шариковыми опорами. Там
же расположены главная запорная задвижка и главные
трубопроводы реакторного контура. Электродвигатель
насоса и электропривод главных задвижек расположены
выше железобетонного перекрытия. Это позволяет во
время работы реактора осматривать верхнюю динамиче-
скую часть насоса, прослушивать работу электродвига-
теля, контролировать работу электроприводов главных
задвижек и, если необходимо, демонтировать для ремон-
та съемную часть (электродвигатель с рабочим колесом)
ГЦН остановленной петли.
Реактор РБМК одноконтурной АЭС не имеет единой
биологической защиты, так как ее размеры были бы
существенно больше, чем у корпусных реакторов той же
мощности. Вместо единой биологической защиты все
оборудование реакторного цеха для РБМК заключено
в систему отдельных бетонных боксов.
16.4. Примеры компоновок АЭС
На рис. 16.5 представлена компоновка двухкопгурной
АЭС с ВВЭР-1000 применительно к тепловой схеме на
210
рис. 15.2 с подвальным расположением конденсатора.
Состав компоновки ясен из подрисупочной подписи. Ре-
акторный цех расположен внутри защитной железобе-
тонной оболочки. В нижней части реакторно-парогене-
раторного помещения располагаются системы безопас-
ности и локализации аварий.
На рис. 16.6 показано размещение бассейна выдерж-
ки и связанного с ним оборудования для АЭС с ВВЭР
Рис. 16.6. Размещение бассейна выдержки и связанного с ним обо-
рудования для АЭС с ВВЭР.
/ — железнодорожная колея для подачи контейнеров со свежим топливом и
отправки транспортных контейнеров с отработавшим топливом; 2 — мостовой
кран реакторного отделения; 3 — транспортные контейнеры со свежим топ-
ливом и контейнеры с отработавшим топливом; 4 — приемный отсек бассейна
выдержки; 5—'бассейн выдержки; 6 —стеллажи для отработавших тепловы-
деляющих сборок и для свежих тепловыделяющих сборок, подготовленных
к перегрузке; 7 — перегрузочная машина; 8 — корпусной реактор (со снятым
колпаком).
14* 211
В бетонных стенах бассейна выдержки прокладывают
трубы системы отвода остаточных тепловыделений от
отработавших тепловыделяющих сборок. С эксплуата-
ционного уровня бассейна выдержки производится отсос
газовоздушной смеси с подачей ее в систему технологи-
ческой вентиляции. Бассейн выдержки имеет двухслой-
ную нержавеющую облицовку с отводом из промежуточ-
ной полости возможных протечек.
Вместимость бассейна выдержки принимается такой,
чтобы можно было в аварийных случаях кроме топлива
плановых перегрузок разместить в нем всю загрузку
активной зоны. Минимально необходимое время выдерж-
ки отработавших ТВС должно быть таким, чтобы был
обеспечен спад остаточного тепловыделения до величин,
допускающих транспортировку ТВС для их последующей
переработки.
На рис. 16.7 приведена компоновка одноконтурной
АЭС с РБМК. Из этого рисунка видно, что некоторое
небольшое заглубление сделано только для машинного
зя, 9
у
Рис. 16.7. Компоновка АЭС с РБМК-1 000.
1—конденсатный насос; 2—мостовой кран машинного зала; 3—сепаратор-про
догреватель низкого давления: 7— деаэратор; 8—мостовой кран; 9 — двигате
разгрузочно-загрузочная машина; 14—реактор РБМК-1000; 15—обратные кла
бассепн-барботер; 17 — трубопроводный коридор; 18— помещение БЩУ; 19—
венных нужд; 21, 22— помещения вентиляционных систем.
212
зала. Реакторное отделение заглубления не имеет.
В нижней части этого помещения расположена система
локализации и ликвидации аварий.
Вопросы для самопроверки. 1 Какие цехи объединяет главный
корпус АЭС?
2. Как подразделяются части главного корпуса в отношении
их режима обслуживания?
3. Как зависит удельная кубатура главного корпуса от мощ-
ности реактора?
4. Какие основные требования предъявляются к компоновке
главного корпуса?
5. В каких случаях и почему применяется боковое расположе-
ние конденсаторов?
мперегреватель; 4— турбина К-500-65/3000; 5 — конденсатор турбины; 6— по-
ли ГНН: 10 — ГЦМ; //-барабаны-сепараторы; 12 — мостовой кран; 13 —
паны помещения нижних водяных камер и системы локализации аварий; 16—
кабельный полуэтаж: 20 — помещение распределительного устройства собст-
15—92
213
Глава семнадцатая
АТОМНЫЕ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ
И АТОМНЫЕ СТАНЦИИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
17.1. Обоснование использования внутриядерной
энергии для целей теплоснабжения
Для обеспечения промышленности и бытовых объ-
ектов не только электроэнергией, ио и теплотой в теп-
лоэнергетике кроме конденсационных электростанций
развиваются также теплоэлектроцентрали и котельные.
Теплофикация, т. е. комбинированная выработка элек-
троэнергии и теплоты, является характерной чертой оте-
чественной энергетики. По развитию теплофикации
СССР занимает первое место в мире. Смысл теплофи-
кации— использование отборного пара турбин в тепло-
обменных аппаратах с целью получения горячей воды
для целей отопления или водоснабжения или, реже, па-
ра для технологических нужд. Конденсат греющего от-
борного пара возвращается в цикл станции, т. е. рабо-
та теплообменников системы теплоснабжения аналогич-
на работе регенеративных подогревателей. Поэтому
сказанное в гл. 4 о термодинамических преимуществах
регенеративного подогрева конденсата и питательной
воды в полной (и даже в еще большей) мере относится
к теплообменникам системы теплоснабжения. Так как
тсплопотрсблспие, особенно для целей отопления, рез-
Рис. 17.1. Баланс теплоты в системе ТЭЦ.
214
ко переменно в зависимости от наружных условий, то
обычно подогреватели воды, устанавливаемые на ТЭЦ,
рассчитываются на средние температурные условия, а в
периоды кратковременного резкого снижения темпера-
тур воздуха в работу включаются пиковые водогрейные
котлы па органическом, обычно газомазутном, топливе,
т. с. имеет место сочетание ТЭЦ и котельных.
Преимущества теплофикации можно проследить, со-
поставив рис. 17.1 с рис. 3.5,6. Отбор в систему тепло-
фикации пара, частично отработавшего в турбине, при-
водит к резкому уменьшению отвода теплоты в конден-
саторе. Это существенно повышает термический КПД
ТЭЦ по сравнению с КПД ТЭС, но уменьшает расход
пара, продолжающего работать в турбине. В результа-
те уменьшается выработка электроэнергии. Однако это
не противоречит повышению термической эффективно-
сти ТЭЦ по сравнению с ТЭС, так как ТЭЦ отпускает
полезную энергию в виде не только электроэнергии,
но и теплоты.
Использование ядерного топлива для теплоснабже-
ния сложнее, чем для электроснабжения. Протяжен-
ность электрических сетей может быть очень большой.
Экономически целесообразная протяженность тепловых
сетей во много раз меньше из-за большого влияния
тепловых потерь. Именно ограничения по расположе-
нию атомных станций по отношению к крупным насе-
ленным пунктам побудили развивать их только как кон-
денсационные. Предполагалось, что вопросы теплоснаб-
жения будут решаться за счет органического топлива.
Однако все больший дефицит органических топлив и
большая загрузка транспорта при их перевозке побуди-
ли рассмотреть возможность использования для целей
теплоснабжения также внутриядерной энергии. При этом
предусматривается создание как атомных теплоэлектро-
централей (АТЭЦ) с комбинированной выработкой элек-
троэнергии п теплоты, так и атомных станций тепло-
снабжения (ACT) без выработки электроэнергии.
17.2. Показатели тепловой экономичности АТЭЦ
Для АТЭЦ тепловая экономичность характеризует-
ся значениями КПД и удельных расходов теплоты, при
этом подводимая к турбинам тепловая энергия вклю-
чает в себя не только энергию, необходимую для выра-
ботки требуемой электрической мощности, но и тепло-
15* 215
вую энергию, отдаваемую потребителю. Для определе-
ния показателей, характеризующих тепловую экономич-
ность процесса производства электроэнергии и теплоты
в отдельности, необходимо общий расход теплоты по
установке или станции в целом разделить па доли,
затрачиваемые на производство отдельных видов энер-
гии. Из общего количества теплоты Qo, подводимой к
турбоустаповкс, на долю теплового потребления прихо-
дятся как полезно отдаваемая потребителям теплота
QT.n, так п потери. Последние имеют место при нагреве
воды в теплообмениках и при транспорте пара и воды
к потребителю. Потери учитываются коэффициентом
Л]т.п, тогда электрический КПД т1э тэц турбоустановки
по производству электроэнергии в условиях АТЭЦ со-
ставит:
W.
(q„- (171)
т. е. при определении КПД АТЭЦ все преимущества
комбинированной выработки относят только к выработ-
ке электроэнергии. Такой расчет является условным,
так как КПД зависит ие только от технического совер-
шенства АТЭЦ, ио и от соотношения между выработан-
ной электрической и тепловой энергиями.
Переход от электрического КПД турбогенераторной
установки к КПД станции, а также определение удель-
ных расходов теплоты на турбину для АТЭЦ делают
так же, как и для конденсационных АЭС. Количество
электроэнергии, вырабатываемой паром, поступающим
в систему теплоснабжения, называется выработкой
электроэнергии на тепловом потреблении 1^э.тЛ а отно-
шение VC».t.ii/Qt.h — удельной выработкой на тепловом
потреблении. Чем больше она, тем целесообразнее ком-
бинированная выработка теплоты и электроэнергии.
17.3. Теплофикационные установки
Пз гл. 15 видно (рис. 15.1 —15.3), что на всех кон-
денсационных АЭС предусматриваются небольшие теп-
лофикационные установки, подключенные к нерегулиру-
емым отборам конденсационных турбин. Их использо-
вание ограничивается нуждами самой АЭС и прилегаю-
щего жилого поселка.
Значительные расходы греющего пара для мощных
теплофикационных установок, предназначенных для
216
теплоснабжения крупных населенных пунктов при ком-
бинированной выработке электроэнергии и теплоты,
требуют установки на АТЭЦ специальных теплофика-
ционных или теплофикационно-конденсационных турбин
с регулируемыми отборами, т. е. па АЭС вместо турбин
тина К должны устанавливаться турбины типа Т
или ТК.
Рис. 17.2. Схема теплофикационной
установки.
1 —• сетевой насос: 2 — основной сетевой
подогреватель; 3 — греющая среда основ-
ного сетевого подогрева геля; 4— пиковый
сетевой подогрева гель; 5 — греющая среда
пикового подогревателя; 6 — подающая ма-
гистраль сетевой воды; 7 — тепловой по-
требитель; 8 — обратная магистраль сете-
вой воды: 9 — подпиточный сетевой насос;
10 — установка подготовки добавочной во-
ды теплосети.
Для АТЭЦ и ACT схема теплофикационной установ-
ки одна и та же (рис. 17.2). Сетевая вода сетевым на-
сосом прокачивается по замкнутому контуру, соединяю-
щему станцию с потребителем посредством подающей и
обратной магистралей. Вода подогревается в основном
подогревателе сетевой воды 2, а при низких температу-
рах наружного воздуха — дополнительно в пиковом по-
догревателе сетевой воды 4. Для восполнения потерь се-
тевой воды предусмотрены подпиточный насос 9 и
установка подготовки воды для подпитки теплосети 10.
Подающая и обратная магистрали сетевой воды и
относящиеся к ним вспомогательные устройства обра-
зуют тепловую сеть. Горячую воду, идущую к потреби-
телю, называют прямой сетевой водой, а возвращаю-
щуюся от потребителя — обратной сетевой водой.
Отопительная нагрузка, ГДж/ч, зависит от объемов-
отапливаемых зданий и сооружений и определяется по>
формуле
iQot = -A>t ^Цвозд.ви Аозд.нар) • Ю (17.2)
где Л'от — отопительная характеристика здания, числен-
но равная потерям теплоты в окружающую среду от
1 м3 здания при разности температур 1СС; обычно xOT =
= (1,2^-2,0) • 1G3 кДж/(м3-град-ч); V — объем отапли-
ваемых зданий по наружным размерам, м3; /Возд.вн и
^Еоад.пар — температура воздуха соответственно внутри
(обычно 18—20°С) и снаружи помещения.
217
При определении максимальной отопительной на-
грузки было бы неверно исходить из абсолютного мини-
мума Люзд.пар ввиду ее кратковременности. Поэтому при
расчетах исходят из так называемой расчетной темпера-
туры Лзозд.расч.от наружного воздуха по отоплению, опре-
деляемой как средняя температура наиболее холодной
пятидневки из четырех наиболее холодных зим за по-
следний двадцатипятилетний период. Значение
^возд.расч.от нормировано для различных районов страны.
Таким образом, максимальная отопительная нагрузка
Сот. макс -^от^ (^возд. вн Соз т.. расч - от) ' Ю • (17.2а)
Расход сетевой воды для отопления бот, кг/ч, и ее
температуры /Пр, Сбр, °C, в подающей магистрали и за
отопительными приборами связапы с тепловой мощно-
стью потребителя:
Сот = @отСр (^пр-Сбр) 'Пт.С, ( 17.3)
где ср — теплоемкость воды, кДж/(кг-град); -qT.c —
КПД тепловой сети, равный 0,90—0,95.
Если тепловая нагрузка меняется за счет изменения
G0T. то такое регулирование режима тепловой сети на-
зывают количественным. В тех случаях, когда изменя-
ются температуры прямой и обратной воды, регулиро-
вание называют качественным. В СССР количественное
регулирование тепловой сети принято лишь в очень уз-
ком диапазоне температур наружного воздуха (от 2 до
10°С), в остальном интервале температур — качествен-
ное регулирование.
Температуры сетевой воды для отопления, соответст-
вующие максимальной тепловой нагрузке, стандартизо-
ваны и принимаются равными: /пр макс= 130°С для теп-
ловых сетей небольшой протяженности (например, для
теплоснабжения АЭС и се поселка) и /пр.макс = 150°С
для городских сетей; в обоих случаях /обр.макс = 70°С.
Сетевая вода может также использоваться для
нужд горячего водоснабжения, при этом расход теп-
лоты
(17.4)
где п — число жителей; С — среднесуточная норма го-
рячей воды на одного человека, кг/(сут-чел); Л-ор.в и
Д — температуры горячей и водопроводной воды, °C.
218
1
На рис. 17.3 приведена схема за-
крытого горячего водоснабжения. Во-
допроводная вода с температурой /в
сначала нагревается в теплообменни-
ке 3 обратной сетевой воды до про-
межуточной температуры /Обр—dt, где
di— температурный напор на «горя-
чем» конце теплообменника, а затем
догревается прямой сетевой водой в
теплообменнике 2 до температуры
^гор.в = 65СС. Количество теплоты, от-
водимой от обратной сетевой воды в
теплообменнике 3,
Q'rop.B^^ Qrop.B ( /обр-dt-tp.) I (^ГОр.'В-К) •
(17.5)
Рис. 17.3. Схема
включения подо-
гревателей для го-
рячего водоснаб-
жения.
1, 4 — прямая и об-
патпая сетевая вода;
2, 3 — подогреватели
на прямой и обрат-
ной сетевой воде; 5.
G — подвод и отвод
водопроводной воды.
Снижение температуры обратной сетевой воды
^обр== Qrop.B • 106/б?сет£р> (17.6)
где Сеет — общий расход сетевой воды, кг/ч.
Максимальная мощность теплофикационной уста-
новки
Степл.уст.макс (Сот.макс + Q гор.в.макс )/Лт.с. (17.7)
Суммарный расход циркулирующей сетевой воды
определяется по режиму максимального тсплопотреб-
лення
G Q тепл. уст. макс’Ю6
сет ~й ~ УД (17-8)
VII?.махе 1 оо?.макс/ чт.с
Этот режим остается постоянным во всем интервале
температур качественного регулирования.
Если теплофикационная установка, схема которой
приведена на рис. 17.2, предусмотрена на АТЭЦ, то
греющей средой для основного сетевого подогревателя
является отборный пар из ступеней низкого давления
турбины, а греющей средой для пикового сетевого по-
догревателя— обычно редуцированный свежий пар, при
этом распределение подогрева сетевой воды между ос-
новным и пиковым подогревателями характеризуется
коэффициентом теплофикации и обозначается
®ТЭИ ^отб' Степ л. у ст. макс (17-9)
Оптимальное значение атэц определяется из тех-
нико-экономических расчетов, учитывающих, что педо-
219
Грузка ОТООрОВ В период, когда /волд.нар^->^возд.расч.от» при-
водит к снижению экономичности работы турбины. По-
этому из отборов турбины покрывают лишь ту часть
тепловой нагрузки QOT6, которая требуется потребителю
большую часть времени, а нагрузку сверх этой величи-
ны покрывают за счет редуцирования свежего пара.
Распределение теплосъема между основными и пи-
ковыми подогревателями существенно зависит от на-
грузки турбины. При расчетных температурах сетевой
воды 130°С нагрузка основного подогревателя в режи-
ме максимального отпуска теплоты изменяется от 65%
при номинальной электрической мощности до 45% при
электрической мощности, равной 70% номинальной.
Регулирование температуры осуществляется путем про-
пуска части воды по байпасу.
На всю станцию обычно устанавливают одну группу
сетевых насосов, общее количество которых зависит от
расхода сетевой воды. Независимо от числа насосов
предусматривают один резервный той же производи-
тельности, что и рабочие (т. е. не менее двух насосов:
один рабочий и один резервный). Два подпиточных на-
соса должны иметь одинаковую подачу, а резервный
должен подключаться автоматически.
Напор сетевых и подпиточных насосов определяется
гидравлическим расчетом. Для восполнения потерь,
превышающих расчетную величину, что, например,
имеет место при разрыве труб, предусматривают ава-
рийный подвод водопроводной воды для подпитки теп-
лосети.
Тепловой баланс сетевого подогревателя
Ai.c.rt№n.c.n Ак.с.п) Т]с.п= ОсетСр (/ zceT—/'Сет) , ( 17.10)
где Рп.с.п — расход греющего пара на подогреватель се-
тевой воды, кг/с; Ап.с.п и ^к.с.п — энтальпии греющего па-
ра и его конденсата, кДж/кг;/г =0,99 0,995—КПД
сетевого подогревателя, учитывающий потерю теплоты
в окружающую среду; /'ССт и /"ССт — температуры сете-
вой воды на входе и выходе из подогревателя, °C.
17.4. Атомные теплоэлектроцентрали
Первой мощной АТЭЦ будет Одесская АТЭЦ, раз-
работанная на основе двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000.
Несмотря на двухкоитурпость АЭС с ВВЭР, давление
220
сетевой воды принимается более высоким, чем давление
греющего пара теплосети.
Экономичность принципа теплофикации для паро-
турбинных установок атомной энергетики не столь вы-
сока, как для теплоэнергетики на органических топли-
вах. Чем больше проработает пар в турбине до своего
отвода в сетевые подогреватели, тем значительнее вы-
игрыш от теплофикации. Но, как известно, атомная
энергетика связана с турбинами среднего давления, ра-
ботающими без перегрева. Поэтому выработка электро-
энергии на тепловом потреблении для них существенно
меньше, чем для ТЭЦ.
В условиях больших отборов пара на теплофикацию
выполнение паровых турбин сложное, чем конденсаци-
онных. Необходимо считаться с влиянием на надеж-
ность работы больших паровых объемов, заключенных
в пароотборпых трубопроводах значительных диамет-
ров, а для АТЭЦ необходимо учитывать еще и допол-
нительные паровые объемы системы сепарации и про-
межуточного перегрева между цилиндрами турбины.
Кроме того, для АТЭЦ, так же как и для АЭС, необхо-
димо значительное удаление от крупных населенных
пунктов. Это приводит, во-первых, к большим затратам
на тепловые сети и, во-вторых, к повышенным давле-
ниям пара в отборах па теплофикацию, что тоже сни-
жает эффективность теплофикации.
17.5. Атомные станции теплоснабжения
Так как на таких станциях отсутствует выработка
электроэнергии, то давление в реакторе может быть
выбрано достаточно низким, что существенно удешевит
оборудование и повысит надежность и безопасность ра-
боты. Это позволяет снять вопрос о необходимости зна-
чительного удаления станции от крупных городов.
На рис. 17.4 представлена схема ACT тепловой мощ-
ностью 500 МВт. Она выполнена трехконтурной. В со-
ответствии с требованиями безопасности отпуска теп-
лоты давление в промежуточном контуре выбрано мень-
шим, чем давление в тепловой сети. При этом возможен
переток воды из тепловой сети в промежуточный контур,
но не переток из промежуточного контура в тепловую
сеть. Реактор принят с естественной циркуляцией. Дав-
ление в реакторе составляет 1,6—2,0 МПа, что приводит
221
к малой толщине стенки корпуса, составляющей менее
40 мм. Компоновка всей установки выбрана интеграль-
ной: в пространстве между стенкой корпуса и внутри-
реакторными устройствами расположен промежуточный
теплообменник, воспринимающий теплоту от теплоноси-
теля реактора для последующей передачи ее воде теп-
ловой сети. Циркуляция воды в промежуточном конту-
ре принудительная. Основной корпус реактора располо-
жен во втором, страховочном корпусе. Зазор между дву-
мя корпусами выбран таким, чтобы в случае перетечки
теплоносителя из основного контура в страховочный
через неплотности активная зона реактора не оголя-
лась.
Активная зона реактора рассчитана па длительность
кампании 6—7 лет с частичными перегрузками топлива
1 раз в 2 года. Низкие параметры теплоносителя, малая
напряженность активной зоны и наличие большого ко-
личества недогретой воды в корпусе делают работу
реактора в переходных процессах более спокойной.
Интегральная компоновка максимально сокращает тру-
бопроводы больших диаметров.
Количество петель промежуточного контура приня-
то равным трем, что обеспечивает работу на мощности
около 50% номинальной при отключении одной петли
в случае разгерметизации одного из теплообменников,
встроенных в реактор, или сетевого теплообменника,
222
при выходе из строя одного из насосов промежуточного
контура и т. д. Кроме того, число петель промежуточ-
ного контура соответствует числу систем безопасности,
подключенных к ним. Диаметр трубопроводов петель
промежуточного контура 500 мм, материал — перлитная
сталь.
Рис. 17.5. Компоновочная схема ACT с защитной оболочкой.
1—реакторный блок; 2— оборудование систем основного кон сура; 3 — обору-
дование петель промежуточного контура; 4 — щиты управления; 5 —емкости
системы аварийного расхолаживания реактора; б— главный кран; 7— защит-
ная оболочка; 8— перегрузочная машина; 9— бассейн выдержки отработав-
шего топлива.
Сетевой теплообменник каждой петли имеет поверх-
ность около 4500 м2. Сетевая вода циркулирует в труб-
ной системе теплообменника с расходом 5500 т/ч на
блок.
На рис. 17.5 представлена компоновочная схема
ACT с защитной оболочкой.
Вопросы и задание для самопроверки. 1. В чем сложное 1Ъ ис-
пользования внутриядерной энергии для целей теплоснабжения на
АТЭЦ?
2. В чем особенность определения электрического КПД по про-
изводству электроэнергии для АТЭЦ?
22
3. Каков состав гсплофнкационноп установки?
4. Каковы температуры для прямой п обратной сетевой воды?
5. Как определяется отопительная нагрузка?
6. Сопоставьте АТЭЦ и ЛСТ по капиталовложениям, термоди-
намической эффективности и обеспечению радиационной безопас-
ности.
Глава восемнадцатая
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
С НАТРИЕВЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
Атомные электростанции с жидкомсталлическим теп-
лоносителем могут работать как на тепловых, так и па
быстрых нейтронах, в последнем случае с коэффициен-
том воспроизводства ядерного горючего более единицы.
Большое преимущество такого теплоносителя — воз-
можность работы при низких давлениях в первом кон-
туре. Значительная по сравнению с другими теплоноси-
телями плотность жидких металлов позволяет перекачи-
вать относительно малые объема, т. е. уменьшать
диаметры трубопроводов и снижать расходы на собст-
венные нужды, а также обеспечивать высокий коэффи-
циент теплоотдачи от поверхности оболочки твэла к
теплоносителю, что позволяет при той же температуре
оболочки получать более высокие температуры тепло-
носителя. Пока для АЭС наиболее пригоден жидкий
натрий, хотя при этом и выдвигается довольно боль-
шое число инженерно-технических проблем, многие из
которых к настоящему времени еще не нашли своего
окончательного надежного и экономичного решения.
Одним из важных преимуществ жидкого натрия как
теплоносителя являются наиболее высокие удельные
энерговыделения в активной зоне, составляющие 400—
800 МВт/м3. Это приводит к наименьшим размерам
активной зоны. В связи с этим вероятность вылета нейт-
ронов из активной зоны увеличивается и может дости-
гать даже 30%. Эти нейтроны используются для вос-
производства топлива, для чего активная зона окру-
жается воспроизводящим экраном, содержащим
обедненный (отвальный) уран.
Жидкий натрий как теплоноситель выдвигает ряд
требований к оборудованию и эксплуатации. Темпера-
тура плавления натрия высокая (97°С), поэтому для
224
пуска станции с нуля необходим предварительный элек-
троразогрев всего оборудования и трубопроводов.
Нельзя допускать контакта натрия с водой из-за бур-
ной реакции между ними. В связи с этим обязательно
применение промежуточного натриевого контура, давле-
ние в котором поддерживается большим, чем в первом
контуре. Все оборудование как первого, так и промежу-
точного контуров существенно отличается от применяе-
мого при других теплоносителях. Так, в системе трубо-
проводов должны быть предусмотрены установки для
очистки натрия от окислов и гидридов, так называемые
«холодные ловушки», обеспечивающие охлаждение не-
которой части теплоносителя до температур, при кото-
рых окислы выпадают в осадок и могут быть отфильт-
рованы.
Нельзя считать окончательно решенным к настояще-
му времени вопрос о выборе сталей для оборудования
АЭС с жидким натрием как теплоносителем. Первона-
чально предполагавшаяся возможность применения уг-
леродистых сталей не оправдала себя, однако пет осно-
ваний настаивать и на наиболее дорогих нержавеющих
аустенитных сталях. Применению сталей ферритного
класса препятствует их невысокая технологичность.
Особые требования предъявляются к арматуре и цирку-
ляционным насосам. Арматура при использовании
натриевого теплоносителя должна быть кованой для
предупреждения межкристаллитной коррозии. Учитывая
высокую теплопроводность натрия, приходится выдви-
гать такое требование, как стойкость арматуры против
теплового удара, а малая вязкость натрия требует при-
менения для арматуры твердых материалов, препятст-
вующих задиранию.
Важное требование к арматуре для жидких метал-
лов — полное отсутствие утечек через сальники. Обыч-
ные набивки в данном случае нестойки при высоких
температурах, поэтому переходят к бессальниковым
конструкциям с сильфонными уплотнениями, иногда
в комбинации с замораживаемыми уплотнениями и
сальниками.
Для АЭС с жидкометаллическим теплоносителем
очень большое значение имеет надежность работы реак-
тора, так как ликвидация последствий аварий в усло-
виях таких реакторов наиболее сложна. Так, реактор
АЭС «Энрико Ферми» (США) после аварии с расплав-
225
лснисм горючего, происшедшей в октябре 1966 г.,,
вновь достиг критичности только в июле 1970 г. После-
дующая эксплуатация была неудовлетворительной, и в
1972 г. было принято решение о прекращении работ на
реакторе.
Среди реакторов, находящихся в эксплуатации, три
бакового типа («интегральная» компоновка): один в
СССР (БЫ-600) и по одному в Англии и во Франции;
один реактор — петлевой (контурная компоновка) — в.
СССР (БН-350).
Рис. 18.1. Тепловая схема Шевченковской атомной станции с реак-
тором БН-350.
— — • — — Na первого контура;---------- — Na промежуточного контура;
|| —пар;----------питательная ьода (конденсат); _ _ — газ.
В СССР первой АЭС с жидкометаллическим тепло-
носителем является Шевченковская АЭС с реактором
БН-350 (рис. 18.1), которая предназначена для выра-
ботки электроэнергии и опреснения морской воды. В
связи с этим на станции установлены три протпводав-
лснческие турбины 10 по 50 МВт, пар после которых
при давлении 0,6 МПа направляется в мощные опрес-
нительные установки (линия 12) с возвратом в деаэра-
тор 6 конденсата этого пара по линии 8.
226
В деаэратор из опреснительной установки направляют
также добавочную воду 7 для восполнения убыли в си
стсме станции. Из деаэратора питательный насос 5 че-
рез регенеративный подогреватель 4 подаст конденсат
в испарительные поверхности парогенератора 16. Обра-
зовавшийся в них насыщенный пар перегревается в па-
роперегревателе 15.
Жидкий натрий прокачивается по первому контуру
через реактор 1 насосом 3 и по промежуточному конту-
ру насосом 9. Насос 3 имеет биологическую защиту, но
конструктивно эти насосы одинаковы: центробежные
консольные насосы со свободно фиксированным уров-
нем натрия и механическим уплотнением. Теплообмен-
ник 2 промежуточного контура представляет собой бак
с погруженными в него змеевиками, внутри которых
протекает натрий промежуточного контура. Натрий
первого контура проходит дроссельную решетку, вырав-
нивающую расход натрия по сечению теплообменника,
и омывает змеевики теплообменника снаружи. Давле-
ние в первом и промежуточном контурах создается за
счет газовой системы (используется аргон). Теплоно-
ситель промежуточного контура омывает снаружи змее-
виковые поверхности нагрева пароперегревателя 15 и
испарителей 16. Последняя состоит из U-образных тру-
бок Фильда с естественной циркуляцией в них. В испа-
рителях по стороне натрия предусмотрен в верхней части
газовый объем для вывода газообразных продуктов
реакции взаимодействия натрия с водой при возможных
аварийных разуплотнениях трубной системы. Газовые
объемы всех испарителей соединены со специальной
емкостью вне парогеиераториого помещения. Перегретый
пар поступает в турбину 10, но может через РОУ 14
сбрасываться в технологический конденсатор 13. Коп-
^дсисат этого пара насосом 11 подается в деаэратор.
Первый контур имеет шесть петель и соответственно
шесть промежуточных теплообменников и шесть паро-
генераторных установок каждая в составе двух испари-
I телей и одного пароперегревателя. Компоновка установ-
ки БН-350 (рис. 18.2) выполнена с раздельным расположе-
нием оборудования реактора и парогенератора — пет-
левой (контурный) вариант. Каждая петля первого кон-
тура оборудована двумя задвижками, установленными
на напорной и всасывающей линиях. Топливные сборки
активной зоны и зоны воспроизводства помещены в на-
227
порном коллекторе, смонтированном на напорной ка-
мере корпуса реактора. Активная зона состоит из топ-
ливных сборок с ядериым горючим — двуокисью урана
значительного обогащения. По торцам и по периметру
она окружена экраном — зоной воспроизводства из дву-
окиси обедненного урана. Торцевой экран смонтирован
Рис. 18.2. Петлевая (контурная) компоновка реактора БН-350.
I — корпус реактора; 2— большая пробка; 3 — малая поворотная пробка; 4 —
центральная колонна с механизмами СУЗ; 5 — механизм передачи сборок; 6 —
перегрузочный бокс; 7— элеватор загрузки-выгрузки; 8 — верхняя неподвижная
защита; 9 — механизм перегрузки; 10— активная зона; II — опора реактора;
/2—боковая защита (железорудный конденсат); 13— бетонная защита.
228
в сборках активной зоны, боковой экран образован топ-
ливными сборками с твэлами зоны воспроизводства.
Корпус реактора представляет собой сосуд переменного
диаметра (наибольший диаметр 6000 мм) из нержавею-
щей аустенитной стали. Нижняя часть корпуса образует
напорную камеру, в которую по трубопроводам посту-
пает натрий от насосов. Протекая снизу вверх через
активную зону и зону воспроизводства, натрий нагрева-
ется и через верхнюю смесительную камеру корпуса по
трубопроводам направляется в теплообменники. Для
предотвращения утечки натрия при разгерметизации
основной корпус заключен в страховочный кожух. Внут-
ренняя поверхность корпуса и выходные патрубки
имеют экраны, снижающие температурные напряжения
при быстром изменении температуры теплоносителя.
Охлаждение корпуса обеспечивается «холодным» нат-
рием, протекающим из напорной камеры в зазоре меж-
ду стенками корпуса и тепловым экраном, В качестве
материала биологической защиты вне реактора исполь-
зованы железорудный концентрат, графит, сталь, бетон.
Верхняя часть корпуса служит опорой для двух по-
воротных пробок, обеспечивающих наведение механизма
перегрузки на топливную сборку активной зоны или зо-
ны воспроизводства. Поворотные пробки одновременно
служат верхней биологической защитой. Для их герме-
тизации используют гидравлические уплотнения с эвтек-
тическим сплавом.
Топливные сборки загружают и выгружают комплек-
сом механизмов: механизмом перегрузки, установлен-
Рис. 18.3. Упрощенная схема установки третьего блока Белоярской
АЭС с реактором БН-600.
1 — реакторная установка баковой компоновки; 2 — натриевый насос первого
контура; 3— промежуточный теплообменник; 4 — натриевый насос промежуточ-
ного контура; 5 — питательный насос; 6 — парогенератор и промпароперегре-
ватель; 7—ЦВД турбины; 8 — ЦСД турбины; 9 — ЦНД турбины; 10 — конден-
сатор.
229
Рис. 18.4. Баковая (интегральная) компоновка реактора БН-600.
1 опорный пояс; 2 — корпус; 3 — насб’с; 4 — электродвигатель; 5—поворот-
ные пробки; 6 — верхняя неподвижная защита; 7 — теплообменник- 8 — цен-
тральная колонна с механизмами СУЗ; 9 — механизм перегрузки
ним на малой поворотной пробке и переставляющим
топливные сборки внутри реактора; элеваторами за-
грузки-выгрузки, транспортирующими топливные сборки
из реактора в передаточный бокс и обратно; механизмом
передачи топливных сборок, расположенным в герме-
тичном боксе и передающим отработанные топливные
сборки из реактора во внешнее хранилище и свежие—
из хранилища в реактор.
Применение противодавленческих турбин позволяет
не только снабжать греющим паром мощные опресни-
тельные установки, но одновременно решать и вопросы
теплоснабжения (отопление, горячее водоснабжение)
для г. Шевченко. Таким образом, АЭС с БН-350 явля-
ется по существу трехцелевой станцией, снабжающей
город электроэнергией, теплотой и дистиллятом.
Дальнейшим развитием отечественных АЭС на жид-
кометаллическом теплоносителе является третий блок
Белоярской АЭС с реактором БП-600 (рис. 18.3). Ком-
поновка реакторной установки (рис. 18.4) интегральная
(бакового типа): активная зона, насосы, промежуточ-
ные теплообменники и биологическая защита размещены
совместно в корпусе реактора. Теплоноситель первого
контура движется внутри корпуса реактора по трем па-
раллельным петлям, каждая из которых включает два
теплообменника и циркуляционный центробежный насос
погружного типа с двусторонним всасыванием. Насосы
снабжены обратными клапанами. Циркуляция натрия
в каждой петле промежуточного контура осуществляет-
ся центробежным насосом погружного типа с односто-
ронним всасыванием. Активная зона и зона воспроиз-
водства смонтированы в напорной камере, где расход
теплоносителя распределяется по топливным сборкам
соответственно их тепловыделению. Активная зона по
торцам и периметру окружена экранами — зоной вос-
производства, состоящей из сборок, заполненных дву-
окисью обедненного урана.
Корпус реактора представляет собой бак цилиндри-
ческой формы с эллиптическим днищем и конической
верхней частью. Корпус через опорное кольцо установ-
лен на катковые опоры фундамента. Внутри корпуса по-
мещена металлоконструкция коробчатого типа — опор-
ный пояс, на котором укреплена напорная камера с
активной зоной, зоной воспроизводства и хранилищем,
а также внутрикорпусная биологическая защита. Три
231
Рис. 18.5. Принципиальная тепловая схема паротурбинной установки
/ — бак реактора; 2 — активная зона реактора; 3—промежуточный теплообменник;
coca; 6— испаритель парогенератора; 7— пароперегреватель; S — циркуляционный
И — конденсатоочистка; 12 — ПНД; 13 — деаэратор; 14 — питательный насос; 15 —
холаживания; 19 — РОУ на сбросе пара в конденсатор; 20 — фильтры-ловушки;
хранения аргона.
насоса первого контура и шесть промежуточных тепло-
обменников смонтированы в цилиндрических стаканах,
установленных на опорном поясе. В верхней части кор-
пус имеет соответственно шесть отверстий для установ-
ки теплообменников и три отверстия для насосов. Ком-
пенсация разности температурных перемещений между
стаканами теплообменников и насосов, а также между
корпусом и страховочным кожухом обеспечивается силь-
фонными компенсаторами. Стенки бака имеют прину-
дительное охлаждение «холодным» натрием из напор-
ной камеры. Биологическая защита состоит из цилинд-
рических стальных экранов, стальных болванок и труб
с графитовым заполнителем. Бак реактора заключен в
страховочный кожух. Верхняя часть корпуса служит
опорой для поворотной пробки и поворотной колонны,
обеспечивающих наведение механизма перегрузки на
топливную сборку. Одновременно поворотная пробка и
поворотная колонна служат биологической защитой.
232
третьего блока Белоярской АЭС.
4—циркуляционный насос; 5 — электродвига гель циркуляционного па-
насос промежуточного контура; 9— турбина; 10 — конденсатный насос;
ПВД; 16 — насос расхолаживания; 17 — РОУ; 18 — теплообменник рас-
27— сливные баки натрия; 22 — насосы для подачи натрия; 23 — емкости для
Топливные сборки загружают и выгружают с помо-
щью комплекса механизмов, куда входят два механиз-
ма перегрузки, установленных на поворотной колонке, два
элеватора (загрузки-выгрузки); механизм передачи по-
воротного типа, размещенный в герметичном боксе.
Для АЭС с БН-600 применены три серийные турби-
ны мощностью по 200 МВт и давлением пара перед
турбиной 13 МПа. Однако присущая этой турбине тем-
пература перегрева перед турбиной и промежуточная —
540°С — не могли быть достигнуты из-за недостаточной
температуры натрия после промежуточного теплообмен-
ника (520°С). В связи с этим и начальный, и промежу-
точный перегревы пара составляют для турбин уста-
новки БИ-600 всего 500°С. Более высокие параметры па-
ра по сравнению с АЭС с водным теплоносителем поз-
воляют значительно повысить термический КПД уста-
новки (40% для БН-600). На рис. 18.5 показана прин-
ципиальная тепловая схема паротурбинной установки
16—92 233
третьего блока БАЭС с реактором БН-600 и прямоточ-
ными парогенераторами.
Для обоих блоков с натриевым теплоносителем в
табл. 18.1 сведены их основные показатели. Учитывая
несомненную перспективность АЭС с реакторами на
быстрых нейтронах, в настоящее время ведется проек-
тирование еще более мощных блоков.
Таблица 18.1. Основные характеристики
АЭС с реакторами БН-350 и БН-600
Основные характеристики Реактор БН-350 Реактор БН-600
Тепловая мощность. МВт 1000 1500
Электрическая мощность, Л1Вт ' 350 (эквивалентная) 150 (непосредственная) 600
Материал оболочек твэлов Нержавеющая с га ль Нержавеющая сталь
Температура натрия на входе в реактор, СС 300 380
Температура натрия на вы- ходе из реактора, °C 500 550
Расход натрия в первом контуре, т/ч Температура натрия на входе в промежуточный теп- лообменник, °C 14 000 24 000
270 320
Температура натрия на выходе из промежуточного те плооб ме нника, ° С 450 520
Давление пара на выходе из парогенератора, МПа 5,0 14,0
Температура пара на вы- ходе из парогенератора, °C 435 505
Температура про.межу точ- ного перегрева пара, СС — 505
Относительные сложности эксплуатации АЭС с жид-
кометалличсскпм теплоносителем побуждают наряду с
этим вести поиск других теплоносителей. К их числу
относятся предложения использовать гелий, пар, диссо-
циирующие газы в качестве теплоносителя для реакто-
ров на быстрых нейтронах.
234
Вопросы для самопроверки. 1. В чем основные преимущества
реакторов па быстрых нейтронах?
2. Какие существуют принципы компоновок реакторных уста-
новок для АЭС с натриевым теплоносителем?
3. Каково необходимое соотношение давлений в первом и про-
межуточном контурах с натриевым теплоносителем? Чем оно обос-
новывается?
ПРИЛОЖЕНИЕ. Методика расчета тепловой схемы
АЭС
Принятые обозначения-
D — расход среды, кг/с;
d — удельный расход среды, кг/кДж;
’а — энтальпия, кДж/кг;
— электрическая мощность, кВт;
Р — давление, МПа;
Q — расход теплоты, тепловая нагрузка, кВт;
q — удельный расход теплоты;
t — температура, °C;
v — удельный объем, м3/кг;
х— степень сухости пара;
у — коэффициент недовыработки;
G — доля расхода;
А — погрешность расчета;
т) — коэффициент полезного действия;
0 — температурный напор, °C.
Индексы:
О — свежий пар; 1, 2...— греющий пар соответствующего отбо-
ра; ( ' ) — дренаж греющего пара, т. е. вода на линии насыщения;
п1, п2, . .., ш — нагреваемая вода па выходе из i-го подогревателя;
а — адиабатный; Qi— относительно внутренний; вх, вых— вход и
выход из рассматриваемого участка; с — сепаратор; пп —паропере-
греватель; с-пп — сепаратор-пароперегреватель; пп1 —пароперегре-
ватель первой ступени; пп2 — пароперегреватель второй ступени;
г — генератор; д—-деаэратор; и — испаритель; к — конденсатор;
к.д — основной конденсат в деаэратор; м — механический; и.в — пи-
тательная вода; пг — парогеперирующая установка; р — раздели-
тельный; тп — турбопривод; ту — турбоустаповка; и — насос; упл —
уплотнения турбины; эж—эжектор; ут —утечки пара и конденса-
та; хо.в — химически обессоленная вода; э — электрический.
Составление принципиальной тепловой схемы блока. Для обес-
печения высоких энергетических показателей блока принципиальная
тепловая схема (НТС) должна составляться обоснованно и рацио-
нально. ПТС наглядно представляет технологический процесс преоб-
разования энергии на АЭС. ПТС является основной расчетной схе-
мой проектируемой АЭС. Полученные в результате расчета данные
определяют уровень технического совершенства энергоблока.
При выборе ПТС за основу принимается тепловая схема, соот-
ветствующая тину турбоустановки, указанному в задании на расчет.
При разработке ПТС уточняются и решаются следующие во-
просы:
16* 235
выбор параметров пара в отборах я в ступенях сепаратора-па-
роперегревателя (СПП);
выбор типа регенеративных подогревателей (преимущественно
поверхностный);
выбор схемы отвода дренажей греющего пара подогревателей
высокого давления (обычно каскадная);
выбор схемы отвода дренажей греющего пара подогревателей
низкого давления (каскадная, с дренажными насосами или сме-
шанная);
выбор схемы, отвода сепарата и дренажей греющего пара из
СПП;
выбор давления в деаэрационной колонке;
выбор типа привода питательного насоса (электропривод или
турбопривод);
выбор схемы включения приводной турбины питательного тур-
бонасоса (ПТН) в тепловую схему турбоустановки;
выбор схемы обеспечения паром уплотнений турбины и эжек-
торов;
выбор места ввода в схему добавочной воды для восполнения
потерь пара и конденсата;
выбор схемы отпуска теплоты для нужд теплофикации
На ПТС показывают: реактор, парогенератор или барабан-сепа-
ратор, главный циркуляционный насос, турбину, генератор, СПП,
конденсатор, регенеративные подогреватели, испаритель, питатель-
ный, конденсатный и дренажные насосы, турбину и конденсатор
ПТН, конденсатный насос ПТН и линии связи между ними.
Однотипное оборудование вне зависимости от числа установлен-
ных агрегатов изображается одним элементом, а трубопроводы при
нескольких параллельных линиях — одной линией. Из арматуры
показывается только регулирующий клапан па подводе пара к де-
аэратору.
Расчет принципиальной тепловой схемы блока. Общие положения.
Цель расчета — по заданным энергетическим нагрузкам опреде-
лить расходы пара и воды во всех элементах установки н энергети-
ческие показатели блока.
Исходные данные:
электрическая мощность турбоагрегата U7, кВт;
начальное давление свежего пара перед турбиной р0, МПа:
начальная степень сухости пара перед турбиной хь;
разделительное давление (па входе пара в СПП) рР, МПа;
давление в конденсаторе отработавшего в турбине пара
/?1;, МПа;
относительные внутренние КПД цилиндров турбины Т)о<;
тип турбоустановки.
Основные этапы расчета:
построение процесса работы пара в турбине в h, s-диаграмме;
составление сводной таблицы параметров пара и воды по сту-
пеням регенеративного подогрева;
определение долей расходов греющего пара на элементы ПТС;
проверка правильности расчета контролем материального балан-
са турбоустаповкп;
определение расхода свежего пара на турбину:
1 Примечание. Использование теплоты продувочной воды
парогенераторов при расчете ПТС не учитывается.
236
определение численных значений расходов пара и воды на всех
участках ПТС;
проверка правильности выполненного расчета путем сравнения
суммарной мощности потоков пара, проходящих через турбину, с
заданной;
определение энергетических показателей блока.
Построение процесса работы пара в турбине в Л, s-диаграмме.
Для определения состояния водяного пара в ступенях турбины и
в СПП строится процесс работы пара в h, s-диаграмме (рис. П1).
При построении этого процесса учитываются потерн давления пара
в паровпускных и регулирующих устройствах ЦВД и, кроме того,
в СПП. По начальным параметрам (ро, х0) находится точка О, со-
ответствующая состоянию пара перед паровпускными клапанами
ЦВД турбины. Определяется энтальпия пара в точке О ho, кДж/кг,
Рис. П1. Процесс работы пара в турбине в s-
диаграмме.
и температура to, сС. Принимается потеря давления в паровпускных
клапанах в размере 3—5% давления свежего пара. Тогда давление
перед первой ступенью ЦВД, МПа, //0= (0,97-ь0,95)Со-
процессу дросселирования в паровпускных клапанах соответст-
вует отрезок 00'.
Строится адиабатный (изоэптропийный) процесс работы пара в
ЦВД от давления р'о до разделительного рР (отрезок 0/1). Нахо-
дится энтальпия отработавшего пара при изоэнтроппйном расши-
рении в ЦВД /гар, кДж/кг.
Энтальпия пара в конце действительного (с учетом потерь энер-
гии в проточной части) процесса расширения пара в ЦВД /гр,
кДж/кг, определяется по формуле
Лр=-Ло-^ВД(/го-Лр)-
где —относительный внутренний КПД ЦВД.
По параметрам рР и /?г находится точка В. Отрезок ОВ соот-
ветствует действительному рабочему процессу пара в ЦВД.
237
Принимается потеря давления пара в СПП 5—10%.
Давление пара после СПП р'р, МПа, //Р= (0,90-э-0,96) рр.
Температура пара на выходе из СПП /Пп2, °C, .определяется с
температурного напора пароперегревателя 0ПП =
учетом принятого
— 15л-25°С:
Л1П2— К—Спп.
Состоянию пара на выходе из СПП соответствует точка Е
(1ПП2, р р) •
Аналогично производится построение действительного рабочего
процесса пара в ЦНД (отрезок ЕК), при этом энтальпия пара в
конце действительного процесса работы пара в ЦНД hK, кДж/кг,
определяется по формуле
/гк—/?пп2 ^к)>
где /гПП2 — энтальпия пара па выходе из СПП, кДж/кг; —
относительный внутренний КПД ЦНД; Лак— .энтальпия отработав-
шего пара при изоэнтропийном расширении в ЦНД, кДж/кг.
Давления пара в регенеративных отборах выбираются близкими
к заводским данным (табл П1). По принятым давлениям находятся
на h, s-диаграмме точки 1—4, 6—8, соответствующие состоянию
пара в отборах.
Принимается степень сухости пара после сепаратора Л'БЬ1Х', рав-
ная 0,99. Состоянию пара после сепаратора соответствует точка С,
а процессу осушки пара в сепараторе — отрезок ВС
Температура нагреваемого пара на выходе из первой ступени
пароперегревателя £ппь °C, определяется по температуре греющего
пара °С„ и температурному напору 0пп, °C, пароперегревателя:
Ct III -С----0ГГП.
Состоянию пара на выходе из первой ступени пароперегревате-
ля соответствует точка Д.
При выборе турбопривода у питательного насоса на /г, s-диа-
грамме показывается процесс работы пара в приводной турбине
(отрезок ЕЛ!).
Энтальпия отработавшего пара в действительном процессе тур-
бопривода Лг„, кДж/кг, рассчитывается по формуле
^ гп — ^ппй Дог (^ип2 ^тп)’
где /iUn2 — энтальпия пара на входе в приводную турбину, кДж/кг;
УЦ — внутренний относительный КПД приводной турбины; Т]атп—
энтальпия пара в конце адиабатного (изоэнтроппйного) процесса
работы пара в приводной турбине, кДж/кг.
Характеристика турбоприводов питательных насосов приведена
в табл. 112.
Составление сводной таблицы параметров пара и воды. В
табл. ПЗ приводятся параметры пара и воды турбоустановки. В гра-
фе 1 табл. ПЗ проставляется обозначение точки процесса на h,
s-диаграммс, в графе 2 — наименование подогревателя. В графы
3—6 записываются параметры греюшего пара: давление р, МПа
(из h, s-диаграммы); массовое наросодержанпе х (из /г, s-диаграм-
мы); температура t, °C (из h, s-диаграммы и таблиц теплофизиче-
ских свойств воды и водяного пара); энтальпия h, кДж/кг (из h,
238
239
Продолжение т а б л. П1
240
Таблица П2. Характеристика приводных турбин
питательных насосов
Тип Начальное Давление пара, Ml 1а Начальная температу- ра пара, сС Д- вюнпс в кондсп- сатоое, МПа Механи- ческий КПД Мощное, ь, кВ г кпд насоса
ОК-12А 0,99 218 0,006 0,99 11 600 0,73
s-диаграммы). В графу 7 проставляется давление пара перед подо-
гревателями р', МПа, с учетом падения давления в паропроводах
от турбины до подогревателя в размере 3—10% давления пара в
отборе (меньший процент соответствует более высокому давлению
в отборе): р'— (0,97-ь0,90)/?Отб- Температура насыщения t', °C
(графа 8), и энтальпия дренажа h', кДж/кг (графа 9), определя-
ются но таблицам теплофизических свойств воды и водяного пара
для состояния насыщения при давлении перед подогревателями
//, МПа. Температурный напор регенеративных подогревателей 0,
°C, (графа 10) принимается в следующих пределах: для более де-
шевых материалов трубных систем (латунь, углеродистая сталь)
1,5°С для ПНД и 1,5 — 3,6°С для ПВД; для более дорогих (нержа-
веющая аустенитная сталь) 3,5—5,0°С для ПНД и 5,0—7,0°С для
ПВД. В графу 11 вносятся значения давления питательной воды и
основного конденсата после каждого регенеративного подогревателя
pai, МПа. Давление, создаваемое конденсатным и питательным на-
сосами, определяется но табл. П4 и П5, а гидравлическое сопротив-
ление подогревателей — по табл. П6 и П7. В графу 12 записывают-
ся значения температур нагреваемой среды после подогревателей
/п;, °C: —0,-. Энтальпия воды hai, кДж/кг (графа 13), опре-
деляется по таблицам тсплофизических свойств воды и водяного
Таблица ПЗ. Параметры пара и воды турбоустановкй
Точка процесс i Юра Подогревал ель Греющий пар Дренаж греющего пара
Давление р, МПа Массовое плро-1 содержание х Температура 1, °C Энтальпия /г, кДж/к г Давление пе- ред подогрева- гелем />', МПа Температура насыщения Р, °C Энтальпия IP, кДж/кг
1 2 3 4 5 6 8 9
Продолжение табл. ПЗ
Темпера- турный напер по- догревате- ля 6. °C Нагрегаемая вода Нагреваемый пар
Давление Pni’ МПа Темпера- тура t 1 nz °C Энтальпия Л1П- кДж/кг Дав ленче Лии’ МПа Темпера- тура < „., -* nnz °C Энтальпия ^nnz’ кДж /кг
10 11 12 13 и 15 16
241
пара для состояния «Вода и перегретый пар» (по давлению воды
pni, МПа, и температуре после подогревателей tn>, °C).
Параметры нагреваемого в СПП пара: давление рпп,, МПа
(графа 14), температура tnni, °C (графа 15) и энгалышя /inni,
кДж/кг (графа 16) находятся по h, s-диаграмме.
Определение долей расхода греющего пара на элементы ПТС.
ПТС конденсационного блока удобно рассчитывать, выражая пото-
ки пара и воды в долях по отношению к величине расхода свежего
пара через ЦВД £>0, т. е.
Ui==Di/D0-, а1 = Э1/Д0; a2^D2/D<s',
ап.в == Дп.в/До» cIk = Dk Do . . .,
где at-— доля расхода t-ro потока пара или воды (величина безраз-
мерная); Do — расход свежего пара через ЦВД турбины, кг/с;
Di — расход 1-го потока пара или воды, кг/с.
Расчет ПТС АТЭЦ ведется в абсолютных значениях расхода па-
ра Do, Di, D-2, . ., Di.
Рис. П2. Расчетная схема материального баланса
парогенератора.
В любой точке ПТС сумма расходов входящих потоков пара
равна сумме расходов выходящих потоков.
Доля расхода питательной воды в парогенератор (для блоков
с реактором типа ВВЭР) ап.в определяется из уравнения матери-
ального баланса парогенератора (рис. П2):
ап.в==а11г==ао~; а1,по-' аут-г аэ?к ( ауП.т,
где ап.в—доля расхода питательной воды в парогенератор; а:1Г—
доля расхода свежего пара из парогенератора; а0 — доля расхода
свежего пара па ЦВД: а0— 1; апп0 — доля расхода свежего пара
на вторую ступень пароперегревателя СНП; а т— доля потерь рабо-
чего тела от утечек пара и конденсата; принимаем аут = 0,01; аэ?к—
доля расхода пара на эжекторы, принимаем ааж = 0,005; ауПл—
доля расхода пара на уплотнения вала турбины, принимаем а¥пл =
= 0,01.
Уравнение материального баланса барабана-сепаратора для
блоков с реактором типа РБМК составляется аналогично, только
не учитывается доля расхода пара па уплотнения вала турбины, а
доля потерь от утечек пара и конденсата принимается равной
0,005 (рис. ПЗ):
яп. 1 ~ яб-с = 1 + аоП + яу г + аэж’
где аб< — до 1я расхода свежего пара из барабана-сепаратора.
242
Для определения долей расходов греющего пара на подогрева-
тели турбоустановки составляются и последовательно, а также сов-
местно решаются уравнения теплового баланса теплообменников.
Уравнение теплового баланса подогревателя представляет собой ра-
венство теплоты, отданной греющей средой с учетом потерь рассея-
ния, теплоте, полученной нагреваемой средой. При смешении пото-
ков эти уравнения дополняются уравнениями материального
баланса.
Сложность расчетов ПТС турбоустановок с сепаратором-паропе-
регревателем заключается в том, что неизвестен ряд потоков пара
и воды, которые между собою находятся в зависимости.
Рис. ПЗ. Расчетная схема материального баланса
барабана-сепаратора.
Например, в деаэратор обычно направлены дренажи греющего
пара пз СПП, и их необходимо знать, чтобы рассчитать деаэратор,
т. с. определить расход греющего пара и основного конденсата. Но
сами величины дренажей СПП зависят от расхода через СПП на-
греваемого пара, который, в свою очередь, зависит от расхода пара
в деаэратор. Таким образом, получается система уравнений с рядом
неизвестных величин, причем вначале доли расхода пара на ПВД
и пароперегреватели СПП выражаются через долю расхода пара
после ЦВД в сепаратор ас-пп> а Д°Л11 расхода пара па ПНД —
через долю расхода основного конденсата па деаэратор ак.я. По-
этому рекомендуется следующая очередность составления балансов
элементов ПТС блоков:
для одноконтурных АЭС с реакторами типа РБМК-1000 и тур-
бинами К-500-65/3000—испаритель, сепаратор, первая ступень
пароперегревателя, вторая ступень пароперегревателя, ПНД5,
ПНД4, барабан-сепаратор, ЦВД, деаэратор, ПНДЗ, ННД2, ППД1;
для двухконтурных АЭС с реактором типа ВВЭР-440 и турби-
нами К-220-44 — сепаратор, первая ступень пароперегревателя, вто-
рая ступень пароперегревателя, парогенератор, ПВД8, ПВД7, ПВД6,
ПНД5. ПНД4, ЦВД, деаэратор, ПНДЗ, ППД2, ППД1.
для двухконтурных АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 и турби-
нами К-500-60/1500 — сепаратор, первая ступень пароперегревателя,
вторая ступень пароперегревателя, парогенератор, ПВД7, ПВД6,
ПВД5, Г1НД4, ПНДЗ, ЦВД, деаэратор, ПНД2, ПНД1;
для двухконтурных АЭС с реактором типа ВВЭР-1000 и турби-
ной К-1000-60/1500 — сепаратор, первая ступень пароперегревателя,
вторая ступень пароперегревателя, парогенератор, ПВД7, ПВД6,
ПВД5, ЦВД, деаэратор, ПНД 4, ПНДЗ, ПНД2, ПНД1.
При расчете подогревателей принимается КПД т), учитываю-
щий потерн теплоты в окружающую среду, равный 0,990—0,995.
243
Испаритель предназначен для питания вторичным «чистым»
паром уплотнений вала турбины, эжектора уплотнений и пусковых
эжекторов на одноконтурных блоках. При расчете испарителя про-
дувка нс учитывается. Производительность испарителя по вторич-
ному пару равна расходу пара на уплотнения.
Уравнение теплового баланса испарителя (рис. П4)
«п2 (/z2—h'2) 1] = ссупл (Ан—/г'д),
откуда
н «уп.1 (Аи — Л'д)
где а’г2 — доля расхода первичного греющего пара второго отбора
в испаритель; Пупл — доля расхода пара на уплотнения; Аи— эн-
тальпия вторичного пара на выходе из испарителя, кДж/кг; /г'я —
энтальпия исходной питательной воды, кДж/кг; h2 — энтальпия
первичного пара, кДж/кг; h'z— энтальпия дренажа первичного
пара, кДж/кг; — КПД испарителя, учитывающий потери теплоты
в окружающую среду.
Рис. П4. Расчетная
схема испарителя.
Рис. П5. Расчетная схема
сепаратора.
Сепаратор производит осушку пара, отработавшего в ЦВД.
Доля сепарата, отводимого из сепаратора (рис. П5),
^вых___д-ВХ
“с = Хвых ' аС-ПП>
где ас — доля сепарата; хвых— степень сухости пара на выходе из
сепаратора; хпх — степень сухости пара на входе в сепаратор;
аС-ПП —Доля пара, поступающего из ЦВД в СПП.
Доля осушенного пара на выходе из сепаратора в первую
ступень пароперегревателя
япп — ас-ПП — ас>
или
апп— (№Х/ХВЬ1Х) ЯС-ПЦ-
Пароперегреватель СПП. Уравнение теплового баланса первой
ступени пароперегревателя (рис. ПС)
(АПП1-/О-
244
откуда
ЯПп(^ПП1 1 )
(Л,—/г'1)4 ’
где а'] —доля греющего тара отбора в первую ступень пароперегре-
вателя; аПп — доля осушенного в сепараторе пара на входе в паро-
перегреватель; Апш — энтальпия перегреваемого пара на выходе из
первой ступени, кДж/кг; А*;х—энтальпия пара на выходе из се-
паратора, кДж/кг; hi — энтальпия греющего пара, кДж/кг; h'i—
энтальпия конденсата (дренажа) греющего пара, кДж/кг; т] — КПД
перегревателя, учитывающий потери теплоты в окружающую среду.
I ,ПП L.
. 7^0
,h1
^пп> hnn1
ПП2 ’ с(пп h'
;Лр
°^пп^пп2
Рис. П6. Расчетная схема
первой ступени пароперегре-
вателя.
Рис. П7. Расчетная схема
второй ступени пароперегре-
вателя.
Уравнение теплового баланса второй ступени пароперегревате-
ля (рис. 117)
яо V — апп (^пп2 — ^uiii)<
откуда
пн _ ипп (^ппг ^пп 1)
“° ~ (Ло —Л'о)7! ’
где адп — доля свежего пара во вторую ступень пароперегревателя;
о.Пд —доля перегреваемого пара; /г11П2 — энтальпия перегреваемого
пара на выходе из СПП, кДж/кг; hnui—энтальпия перегреваемого
пара па входе во вторую ступень пароперегревателя, кДж/кг; й0—
энтальпия свежего пара, кДж/кг; /г'о — энтальпия дренажа свежего
пара па выходе из второй ступени пароперегревателя, кДж/кг;
г) — КПД пароперегревателя, учитывающий потери теплоты в окру-
жающую среду.
При расчете блоков с реакторами типа ВВЭР из уравнения ма-
териального баланса парогенератора определяется зависимость от-
носительного расхода питательной воды от расхода пара через СПП
ап.в= f (ас-пп)>
а затем рассчитываются доли расхода пара на ПВД а(—а3.
Подогреватели высокого давления Уравнение теплового балан-
са последнего по ходу воды ПВД8 (рис. П8)
«I (hj—h'i) ц=ап.п (Лив—Лит),
245
откуда
’ _ ИП,в(^П8 Ап7)
*“ (Aj — A'Jtj *
где «I—доля пара первого отбора в рассчитываемый ПВД8; А(—
энтальпия пара первого отбора, кДж/кг; h'i— энтальпия дренажа
пара первого отбора, кДж/кг; ап.в — доля питательной воды через
ПВД; Лпв — энтальпия питательной воды на выходе из ПВД8;
Ап~ — энтальпия питательной воды на выходе из предыдущего по
ходу ПВД7; т) — КПД ПВД.
Рис. П8. Расчетная схема ПВД7 и ПВД8.
Если в паровое пространство ПВД поступают дренажи других
подогревателей (например, ПВД7, рис. П8), то уравнение теплово-
го баланса принимает вид:
[tti(A,i—А'г) + «2 (Аг—А'г) +схппо(А,о—А,г)]т]= Ои.в(АП7—Апб),
где С12 —Доля расхода пара второго отбора па ПВД7; /г-2 — энталь-
пия пара второго отбора, кДж/кг; h'2— энтальпия дренажа пара
второго отбора, кДж/кг; аипо — доля дренажа свежего пара из
СПИ в ПВД7; ап в—доля питательной воды через ПВД; А'о —
энтальпия дренажа свежего пара, кДж/кг; Ап6 — энтальпия пита-
тельной воды на выходе из ПВД6, кДж/кг; Ап7 — энтальпия пита-
тельной во ты на выходе пз ПВД7, кДж/кг; т] — КПД подогрева-
теля.
Подогреватели низкого давления. Расчет долой пара па ПИД
зависит от схемы включения подогревателей по конденсату грею-
щего пара *. При каскадном сливе дренажей подогреватели рассчи-
тываются, начиная с ПНД более высокого давления. Уравнения со-
ставляются аналогично балансам для ПВД, например (рис. П9):
^71^7
ПЗ^
^Н.Д,
Рис. П9. Расчетная схема ПНД при каскадном сливе дренажей.
1 Примечание. При расчете ПНД, питаемых паром из от-
боров ЦВД, доли пара выражаются в зависимости от доли основ-
ного конденсата, поступающего в деаэратор, ак.д-
246
для ПНДЗ
а6 (h6—h'6)r\ = «к.д (Л„з—/гп2);
для ПНД2
[ai(hi—h'-,) +а6(1г'б—/г'7)]г|= ак.д(ЛП2—^ni);
для ПНД1
[сев(Ле—h'&) + (а6 + а?) (/?'?—/г'8)]т) = «к.л(/^иi—/г'к)»
где ае—«8 — соответственно доли 6, 7 и 8-го отборов на ППДЗ,
ПНД2, П11Д1; /г6, й7, /г8— соответственно энтальпии пара 6, 7 и
8-го отборов, кДж/кг; /г'6, h'y, 1г'8 — энтальпии дренажей 6, 7 и 8-го
отборов, кДж/кг; ик.л— доля основного конденсата, нагреваемого
в П11Д; йп1 — энтальпия конденсата на выходе из ПНД1, кДж/кг;
hn-2 — энтальпия конденсата па выходе из ПНД2, кДж/кг; /гпз —
энтальпия конденсата на выходе из ПНДЗ, кДж/кг; h'K— энталь-
пия конденсата на входе в ПНД1, кДж/кг; г] — КПД подогрева-
теля.
| } h £
, 11 ПЗ
0L4 , 7?^
Рис. П10. Расчетная схема ППДЗ и ПНД4.
При смешанной схеме отвода дренажей конденсат греющего па-
ра из одних подогревателей сливается каскадно, а из других отка-
чивается дренажными насосами в линию основного конденсата. В
таком случае энтальпия основного конденсата на входе в ПНД пос-
ле точки смешения неизвестна. Поэтому нужно составить уравнения
теплового баланса обоих подогревателей и совместно их решить.
Например (рис. П10):
для ПНД4
щ(й4—/г'4) («к.д —а4—а5) (й,14—/гпз) + (а4та5) (/zn4—й'5);
для ПНДЗ
[С1й (Й.5 h з) р С4-1 (Л 4 h з)]2] = (СТк.д-U.}-Us) (Лиз-hui) ,
где а4, а5 — соответственно доли 4 и 5-го отборов на ПНД4 и
ПНДЗ; h5 — энтальпии греющего пара 4 и 5-го отборов, кДж/кг;
h'i, h's —- энтальпии дренажа, кДж/кг; hn2, h-n^, /zn4 — соответствен-
но энтальпии основного конденсата после ПНД2, ПНДЗ, ПНД4,
кДж/кг; «к.д — доля основного конденсата через ПНД4; р — КПД
подогревателя.
Деаэратор. При расчете следует учитывать, что подогрев основ-
ного конденсата в колонке должен быть не менее чем на 10—12°С.
К деаэратору подводятся основной конденсат, греющий пар,
дренажи ПВД, дренажи СПП и другие потоки в зависимости от
247
схемы блока Из деаэратора выходит питательная вода (часть кото-
рой на блоках с реакторами типа РБМК направляется на питание
испарителя). Выпар деаэратора в расчетах не учитывается.
Деаэратор — подогреватель смешивающего типа, поэтому для
его расчета составляются два уравнения — материального и теплово-
го балансов. Эти уравнения решаются совместно с уравнением ма-
териального баланса цилиндра высокого давления, так как неизвест-
ны доля греющего пара в деаэратор ад. доля основного конденсата
«к.д и доля расхода пара через СПП «с-ПП-
Рис. П11. Расчет-
ная схема деаэра-
тора.
Рис. П12. Расчетная
схема материального
баланса ЦВД.
Уравнение материального баланса деаэратора (рис. П11)
ап.в = ак д 4~ кд 4~ 2 “ПВД Z’
Z*
где ftn.D — доля питательной воды, выходящей из деаэратора;
аь-.д—доля основного конденсата; ад—доля греющего пара отбора
в деаэратор; S апвд i —доли дренажей, сливаемых в
i
деаэратор из ПВД.
Уравнение теплового баланса деаэратора
аплЛГд = ак.;Ли 4“ ад^з4~ 2 ЯПВД ^^3’
i
где h'ц — энтальпия питательной воды, кДж/кг; ЛП4 — энтальпия
основного конденсата перед деаэратором, кДж/кг; /?3 — энтальпия
греющего пара, кДж/кг; h's— энтальпия дренажа ПВД, кДж/кг.
Уравнение материального баланса ЦВД (рис. П12)
ао = 1 = ai + аг 4“ аз 4- а14- аз 4- аДз 4" а2П 4" ас-пп’
где а0— доля свежего пара на ЦВД; Оо=1; «I—Щ— доли отборов
на ПВД и ПНД; ал3— доля пара отбора на деаэратор; схпп2 — доля
пара отбора на первую ступень пароперегревателя; ас-ПП’—доля
расхода пара в СПП.
После определения значения долей отборов из ЦВД в подогре-
ватели рассчитываются доли на остальные элементы тепловой
схемы.
248 17—92
Доля пара на турбопривод питательного пгсоса ат
КП.вЦ1.п(Д[ Рн) • Ю
(^ПП2 ^тп)
где ап.в — доля питательной воды, перекачиваемой насосом; п„.в —
удельный объем питательной воды, м3/кг; определяется по таблицам
теплофизических свойств воды и водяного пара; ря — давление,
развиваемое питательным насосом, МПа; рв — давление на всасе
питательного насоса, МПа; /гПп2-—энтальпия пара на входе в при-
водную турбину, кДж/кг; /гтп— энтальпия пара на выхлопе привод-
ной турбины, кДж/кг; ч]и — КПД питательного насоса (табл. П4);
цм — механический КПД первичной турбины (см. табл. П2).
Таблица П4. Характеристика питательных насосов
Тип Подача, м3/ч Дав1ение, развиваемое насосом, МПа Мощность, кВ г Назначение
ПЭ-850-65 ПЭ-300-70 ПТ-3750-75 850 220—250 3750 6,7 8,5—8,3 7,5 1880 745—695 Турбинный привод 11 600 ВВЭР-440 РБМК-1000 ВВЭР-1000, Привод типа ОК-12А
Контроль материального баланса. После определения долей
расходов пара и воды на все элементы тепловой схемы проверяется
правильность выполненных расчетов. Для этого сравниваются доли
пропуска пара в конденсатор аЕХк и расхода конденсата из конден-
сатора
По материальному балансу ЦВД и ЦНД
«,<х = 1 — У <4 — «с — атп>
где V — сумма долей
отборов пара из
турбины на ПВД, ПНД,
испаритель, деаэратор и пароперегреватель СПП; ас—доля сепара-
та из сепаратора; аТп — доля отбора пара па турбопривод питатель-
ного насоса.
По материальному балансу конденсатора
акЫК “ “к.д У аПНД i ~~ “эж аупл атп ахо.з>
i
где ак.д — доля основного конденсата, поступающего в деаэратор;
2 апнд z —сумма долей дренажей ПНД; аэж—доля расхода
i
пара па эжекторы; ауПл—доля расхода пара на уплотнения; аТп —
доля конденсата пз конденсатора турбопрнвода питательного насо-
17—92 249
ca; ctxo.B—доля добавочной химобессоленной воды, восполняющей
утечки.
Погрешность материального баланса (не должна превышать
0,5%), %,
вых вх
к «к
д=—вд—10°-
Определение расхода пара на турбину. Коэффициент недовы-
работки характеризует относительное увеличение расхода пара на
турбину из-за наличия отбора.
Коэффициенты недовыработки электроэнергии паром отборов //,:
для отборов до сепаратора-пароперегревателя
(,zi Лр) 4" (;<гш12 Лк) #
z (ho hp) ф- (Апп2 - йк)
для отборов после СПП
(*о — Ар) + (ЙП112 — Лк) •
где lip — энтальпия свежего пара, кДж/кг; /гр — энтальпия пара при
входе в СПП, кДж/кг; /гН112 — энтальпия пара на выходе из СПП,
кДж/кг; йк — энтальпия пара, отработавшего в ЦНД, кДж/кг; /г,—
энтальпия пара i-ro отбора, кДж/кг.
Расход свежего пара па ЦВД Do, кг/с, находится из уравне-
ния энергетического баланса турбоагрегата
___________ Г_________________________________
[(Ло — %) + (^ПП2 — Лк)] Мг / 1 — 2 aiyi
где IV— электрическая мощность турбоагрегата, кВт; т]м — механи-
ческий КПД турбины, учитывающий потери от трения в подшипни-
ках и затраты энергии на систему регулирования л смазки: г)м =
= 0,990-ь0,995; )]г — КПД электрического генератора, учитываю-
щий электрические и механические потери: т)г = 0,98—0,99.
При расчете учитываются не только отборы пара на
ПВД, ПНД и деаэратор, по и отборы пара на турбопривод и на
перегреватель СПП, отвод сепарата из сепаратора, возврат пара в
промежуточные ступени из турбоиривода с противодавлением.
Определение расходов пара и воды. Расход пара /-го потока
Di, кг/с: Di = uiD0, где а,—доля т-го потока пара или воды; —
расход свежего пара через ЦВД, кг/с.
Рассчитываются расходы пара в каждый отбор, паровая на-
грузка парогенератора (барабана-сепаратора), расход питательной
воды, основного конденсата, добавочной воды на восполнение уте-
чек, расходы пара на уплотнения и эжекторы, количество сепарата,
отводимого из сепаратора, расход свежего пара на пароперегрева-
тель СПП и т. п.
Сравнение суммарной мощности потоков пара с заданной. Мощ-
ность i-го потока пара, проходящего через турбину Wi, кВт:
250
для потоков пара до СПП
ПЛ=D г (h0—h,) 1] м 1] г;
для потоков пара, проходящих через СПП,
Wi=Di[(ho--Лр) -р (Лцп2-
где Di — расход i-ro пара, кг/с; ho — энтальпия свежего пара.
кДж/кг; hv— энтальпия пара перед СПП, кДж/кг; /гпп2 — энталь-
пия пара после СПП. кДж/кг; т]м— механический КПД турбины;
Лг — КПД электрического генератора, hi — энтальпия пара i-го от-
бора, кДж/кг.
Полная мощность турбоагрегата (учитываются мощности, вы-
рабатываемые конденсационным потоком пара, отборным паром и
сепара том из СПП)
Погрешность расчета (не более 0,5%). %,
д=(Ц7*— 1Г)/1К-100.
Определение энергетических показателей турбоустановки. Общий
расход пара на турбину Diy, кг/с,
ДТу==£>04-Оп.,о+Д0ж+£>упЛ,
где £>о —расход пара через ЦВД, кг/с; Dnno — расход свежего пара
на пароперегреватель, кг/с; — расход свежего пара на эжекто-
ры, кг/с; Дупл — расход свежего пара на уплотнения вала турби-
ны, кг/с.
Удельный расход пара, кг/кДж,
ДТу
''=г + 1Г.гп •
где Оту — общий расход пара на турбину, кг/с; Ш — электрическая
мощность турбоагрегата, кВт; 1ВТП — мощность приводной турбины
питательного насоса, кВт.
Паровая нагрузка парогенерирующей установки Дпг, кг/с:
для моноблока £>пг = £>Ту+£)ут;
ДЛЯ ДубЛБ-блОКа £>пг=2(Ьту + Дут),
где ДТу — общий расход пара на турбину, кг/с; Дут — расход пара
на утечки, кг/с.
Расход теплоты турбоустановкой на производство электроэнер-
гии QTy, кВт, с учетом потерь пара и восполнением их добавочной
водой
QTy = ДТу (/Tq /Тп.в) -Дхо.в (Йп.В-^хо.в) ,
где Дту — общий расход пара на турбину, кг/с; h0 — энтальпия
свежего пара, кДж/кг; /гп.в—энтальпия питательной воды, кДж/кг;
Дхо.в — расход добавочной химобессоленной воды на восполнение
утечек пара и конденсата в цикле рабочего тела, кг/с; Лхо.в—эн-
тальпия добавочной воды, кДж/кг.
Удельный расход теплоты турбоустановкой (брутто) (без учета
собственного расхода электрической энергии и с учетом расхода теп-
17* 251
лоты на турбопривод)
Qrv
= 1К + 1р/тп ’
где QTy — расход теплоты турбоустаповкой, кВт; IK-—электриче-
ская мощность турбоагрегата, кВт; К7ТП— мощность приводной
турбины питательного насоса, кВт; рассчитывается по формуле
цу ___ Вп.пип.в(Рп Р i)' Ю3
гп ~ Ч,
Коэффициент полезного действия турбоустановки по производ-
ству электроэнергии (брутто)
Л'Ду ~ 1 /Ф*ту-
Тспловая нагрузка па регенерирующей установки, кВт,
Qnr = Дпг (ho-Лп.в) -
Коэффициент полезного действия транспорта теплоты
Птр = Qtу/Qnr (для моноблока).
Характеристики конденсатных насосов, ПНД и ПВД приведены
соответственно в табл. П5—П7.
Таблица По. Характеристика конденсатных насосов
Тип Подача, м8/ч Дав теине, раз- виваемое на- сосом, МПа Мощность, кВт I {азначенле
Кс В-1500-120 1500 1,20 620 РБМК-1000, 1-я ступень
ЦП-1500-240 1500 2,15 1190 РБМК-1000, 2-я ступень
Кс В-500-220 500 2,20 400 ВВЭР-440
Кс В-2000-90 2000 0,90 — ВВЭР-1000 с. тур- биной К-1000-60, 1-я ступень
ЦН-2000-185 2000 1,85 — ВВЭР-1000 с тур- биной К-1000-60, 2-я ступень
КсВ-1000-220 1000 2,20 760 ВВЭР-1000 с тур- бинами К-500-60
Принципиальные тепловые схемы турбоустановок К-220-44,
К-1000-60/1500 и К-500-65/3000 приведены соответственно на
рис. П13—П15.
252
Рис. П13. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-220-44.
Рис. П14. Принципиальная тепловая схема турбоустаповки К-1000-60/1500.
Рис. П15. Принципиальная тепловая схема турбоустаповки К-500-65/3000.
се" tty л5+л5+а 7,
Таблица П6. Характеристика подогревателей
низкого давления
Тип Давление воды, МПа Расход воды, хр/ч Гидравли- ческое сопротив- ление, МПа Назначение
ПН-800-1 2.84 750 0,040 ПНД1 К-220-44
ПН-800-2 2.84 780 0,035 11НД2 К-220-44
П11-800-3 2.84 950 0.044 ПНДЗ К-220-44
ПН-800-4 2,84 950 0,045 ППД4 К-220-44
ПН-800-5 2.84 1050 0,046 ПНД5 К-220-44
ПН-950-42-8 4,12 1250 0,140 ПНД1 к-500-65'3000
ПН-1800-42-8-1 4.12 2520 0,123 ПНД2 К-500-65Д000
ПН-1800-42-8-11 4,12 2520 0,121 ПНДЗ К-500-65/3000
ПН-1800-42-8-111 4, 12 2520 0,152 ПНД4 К-500-65; 3000
ПН-1800-42-8-1V 4,12 2520 0,155 ПНД5 К-500-65/3000
ПН-1700-25-0,3 2,45 1740 0,092 ПНД1 К-500-60 1500
ПН-1700-25-1,3 2,45 2040 0,115 ПНД2 К-500-60/1500
ПН-1700-25-2,5 2,45 2040 0,112 ПНДЗ К-500-60/1500
ПН-1700-25-6 2,45 2040 0,172 ПНД4 К-500-60 1500
Та блица П7. Характеристика подогревателей
высокого давления
Тип Давление воды. МПа Расход ВОДЫ, M’/'lJ Г и драв лп- ческое сопротив- ление, МПа Назначение
НВ-1600-92-15 9,02 1460 0,490 ПВД6 К-220-44
ПВ-1600-92-20 9,02 1460 0,490 ПВД7 К-220-44
ПВ-1600-92-30 9,62 1460 0,490 ПВД8 К-220-44
ПВ-2000-120-12 11,76 3240 0,020 ПВД5 К-500-60 1500
ПВ-2000-120-1 9 11,76 3240 0,020 ПВД6 К-500-60 1500
ПВ-2000-120-29 11,76 3240 0,020 ПВД7 К-500-60,1500
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
I. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. — М.: Выс-
шая школа, 3-е изд., 1978. 3G0 с.
2. Воронин Л. М. Особенности проектирования и сооружения
АЭС. — М.: Атомиздат, 1980. 186 с.
3. Воронин Л. М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС.—
М.: Атомиздат, 1981. 167 с.
4. Нормы технологического проектирования атомных электро-
станций.—М.: аМнпэнерго СССР, 1980. 140 с.
5. Санитарные правила проектирования и эксплуатации атомных
электростанции СП-АЭС-79 — М.: Атомиздат, 1981. 96 с.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Арматура 178, 226
— запорная 178
— контрольная 187
— предохранительная 185
— регулирующая 185
Атомная станция:
промышленного теплоснаб-
жения 24
теплоснабжения 24, 216, 222
Баланс теплоты на:
АЭС 31
ГЭС 31
ТЭЦ 215
Барботер 132
Бассейн-барботер 137
Бассейн брызгальный 112, 115
— выдержки 208, 209
Безопасность АЭС 6, 74, 134,
150, 157
Боксы 13/, 209
Вентиляционные трубы 153,
154, 167
— установки 157
— центры 165, 166
Влажность пара 41, 51, 58, 106
В о доен а б жение:
оборотное 102, 106, 110, 112
прямоточное 102, 105, Ю7
техническое 100
Воздуховоды 167
Выбор площадки АЭС 150
Выбросы АЭС 153
— ТЭС 23
Генеральный план 150, 154
ГОЭЛРО, план 14
Градирни 112, 117, 155
Графики нагрузок:
тепловых 21
электрических 17, 34
Давление пара:
конечное 46, 51, 87, 88
начальное 43
разделительное 147, 148
Деаэраторы 77, 80, 84, 143,
249
Деаэрация 79
— в конденсаторе 78, 93
Достижения атомной энерге-
тики СССР 8, 32, 124, 127, 232
Зона:
наблюдения 151
санитарно-защитная 151
свободного режима 155,
200
строгого режима 155, 157,
200
Испаритель 191, 246
Компенсатор объема 28, 132
Компоновки:
ACT 224
главного корпуса 200, 209
машинного зала 83, 203
реактора на быстрых нейт-
ронах 229, 331
реакторного зала 208
Кондснсатоочистка 79, 96, 98
Конденсатор 28, 76, 85, 90, 96,
102, 205
— технологический 97, 228
Контур:
многократной принудитель-
ной циркуляции 126
257
промежуточный 30, 101,
222, 228
Коэффициент использования
установленной мощности 20,33
— полезного действия 36, 44,
46, 50, 59
------— по производству элек-
троэнергии на АТЭЦ 217
— теплофикации 220
Кратность охлаждения 87, 103,
105, 108
Нагрузка:
базовая 19, 34
отопительная 21, 218
пиковая 19, 34
Напор' температурный:
конденсаторов 86, 88, 104
парогенераторов 45, 140
пароперегревателей 41, 149,
240
подогревателей 43, 68,243
Насос:
главный циркуляционный
28, 124, 126, 128
дренажный 65
конденсатный 98, 254
питательный 99, 138, 142,
251
— аварийный 144
сетевой 218, 221
циркуляционный системы
водоснабжения 101, 105,
112, 121
Насосная береговая 108, 113
Обогащение урана 26
Оболочка защитная 135, 208,
209, 224
Опоры трубопроводов 173
Отходы радиоактивные 34. 150.
152, 153
Охладители выпара деаэрато-
ров 82
— дренажа 66
Параметры пара:
начальные 32, 36, 43
конечные 46, 51, 87
Парогенераторы 29, 30, 45, 124,
140, 228, 235
Перегрев пара промежуточный
41, 55, 145, 147
-----свежего 37, 39, 46
258
Подогреватель:
высокого давления 63, 70,
247, 258
низкого давления 63, 65,
68, 69, 248, 258
регенеративный 57, 64
смешивающий 60, 65, 73,
80
Привод питательного насоса:
турбинный 139, 144, 243
электрический 143, 144
Пруд-охладитель 112, 155
Рабочее тело 23, 28, 48
Развитие АЭС мира 5
Расчет принципиальной тепло-
вой схемы 237
Реактор:
ACT 222
на быстрых нейтронах 27,
226
типа ВВЭР 45, 123, 128,
176
РБМК 29, 44, 124, 128
Регенеративный подогрев пи-
тательной воды 42, 57, 60
Ресурсы энергетические 9, 11
Сепарация пара 41, 55, 147
Сжигание водорода 94
Система:
единая энергетическая 15
локализации и ликвидации
аварий 124, 135
надежного питания 198
об ьединенная энергетичес-
кая 15
энергетическая 15
Собственный расход электро-
станции 18, 121, 140, 198
Схемы:
вентиляции помещений 161
включения питательных на-
сосов 142
— регенеративных подо-
гревателей 64, 65, 80, 84
— редукционных устано-
вок 168, 170
водоснабжения конденсато-
ров 101, 104, 108, 109, 113,
117
двехконтурных АЭС 28,
190. 192, 255. 256
компенсации объема 132
одноконтурной АЭС 28,
194, 257 "
теплофикационной установ-
ки 218, 223
трехкоптурной АЭС 28,
227, 230, 232
Теплоноситель:
водный 28, 45, 141
газовый 29, 235
жидкометаллический 30,
225
Теплоперепад:
действительный 50
располагаемый 51
Теплофикационная установка
217
Теплофикация 215
Теплоэлектроцентраль 22, 216
-— атомная 216, 221
Топливо:
органическое 10, 23, 25
ядерное 13, 25
Трубопроводы АЭС 171
Турбины насыщенного пара
45, 145, 241
Установка:
быстродействующая редук-
ционная 97, 168, 170
редукционно-охладительная
168
Цикл:
Карно 36
насыщенного пара 39
перегретого пара 37
регенеративный 57, 59
Ренкина 36, 50
Частота вращения турбины 47,
145
Число часов использования ус-
тановленной мощности 21
Шарикоочистка конденсаторов
105
Эжектор 85, 90, 95
Электрификация 13
Электростанции:
атомные 5, 24
— двухконтурпыс 29
— одноконтурные 28
— трехконтурныс 30, 225
базовые 20, 23
гидроаккумулирующие 20,
35
пиковые 20, 23
тепловые 11, 22
Энергетика мира 5
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие ....................... . . 3
Введение ............................................ 5
Часть первая. ВВОДНЫЙ КУРС ......
Глава первая. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ И ИХ
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ . ............................. 7
Глава вторая. ЭНЕРГЕТИКА — ОСНОВА РАЗВИТИЯ
НАРОДНОГО ХОЗЯЙСТВА..................................13
2.1. Развитие электрификации СССР.................13
2 2. Единая энергетическая система СССР 15
2.3. Графики электрических нагрузок . . .17
2.4. Графики тепловых нагрузок............. . 21
2.5. Основные типы тепловых электростанций ... 22
Глава третья. АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА И ЕЕ РАЗ-
ВИТИЕ 24
3.1. Тины электростанций на ядерпом топливе и особен-
ности его использования.......................... 24
3.2. Упрощенные тепловые схемы АЭС ... .28
3.3. Баланс теплоты в схеме АЭС ...... 31
3.4. Современное состояние атомной энергетики ... 32
Часть вторая. ОСНОВНОЙ КУРС . . .36
Глава четвертая. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ПАРА НА
АЭС С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ..........................36
4 1. Термодинамические циклы паротурбинных установок
в Т, s-диаграмме . . . . ' . . . ’ . . . 36
4 2. Выбор начальных и конечных параметров пара для
паротурбинных установок . 43
Гл ава пятая. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ И ОБЩЕЙ
ЭКОНОМИЧНОСТИ АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ . 48
5.1. Реальные процессы в паротурбинных установках
АЭС и показатели их тепловой экономичности . 48
5.2. Показатели общей экономичности АЭС .... 55
260
Глава шестая. РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИ-
ТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ......................................... . 57
6.1. Предельный регенеративный цикл . . . 57
6.2. Реализация регенеративного подогрева в тепловых
схемах АЭС ................................... ... 58
6.3. Определение тепловой экономичности паротурбинной
установки с регенеративным циклом . . 59
6.4. Оптимальное распределение регенеративного подо-
грева по ступеням турбин АЭС и выбор числа подо-
гревателей . ............................60
6.5. Типы регенеративных подогревателей и схемы их
включения . ............ .... 64
6.6. Материалы и конструкции поверхностных ПНД и ПВД
6.7. Использование смешивающих подогревателей в реге- 67
нсративной системе ............................. . 73
6.8. Особенности регенеративной системы на радиоактив-
ном парс . . ... ... 74
Глава седьмая. ДЕАЭРАЦИЯ КОНДЕНСАТА . . 76
7.1. Физико-химические характеристики воды по конден-
сатно-питательному тракту . ................76
7.2. Основы термической деаэрации и се конструктивное
оформление..........................................79
7.3. О возможности применения бездеаэраторных схем
конденсатно-питательного тракта.....................83
Глава восьмая. КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ 85
8.1. Состав конденсационной установки и ее тепловой ба-
ланс ...............................................85
8.2. Отсос парогазовой смеси из парового объема конден-
сатора .............................................88
8.3. Деаэрация в конденсаторе..................... . 93
8.4. Методы борьбы с присосами охлаждающей воды в
конденсаюрах . ............. 95
8.5. Современные конденсаторы турбин насыщенного пара
АЭС.................................................96
8.6. Выбор и установка конденсатных насосов . 97
Глава девятая. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ 100
9.1. Назначение системы технического водоснабжения ЮС
9.2. Охлаждение конденсаторов турбин . . . . 102
9.3. Прямоточная система водоснабжения..............107
9.4. Основы работы охладителей оборотной системы во-
доснабжения ... . ... .110
9.5. Основные типы охладительных устройств оборотных
систем водоснабжения . . . .... 112
9.6. Выбор числа, типа и производительности циркуля-
ционных насосов . . ...................121
Глава десятая. РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС
С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ . . ... 122
10.1. Общие тенденции развития основных агрегатов АЭС 122
10.2. Развитие реакторных установок...................123
10.3. Главный циркуляционный насос...................128
261
10.4. Система компенсации объема в контуре реактора
типа ВВЭР.....................................132
10.5. Обеспечение бсзсмасностп работы реакторных уста-
новок . ...............................134
10.6. Питательные насосы реакторной установки однокон-
турной АЭС...................................138
Глава одиннадцатая. ПЛРОГЕНЕРАТОРНЫЕ И ПА-
РОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ НА АЭС С ВОДНЫМ ТЕП-
ЛОНОСИТЕЛЕМ .........................................140
11.1. Развитие парогенераторных установок АЭС с ВВЭР 140
11.2. Питательные установки парогенераторов АЭС с ВВЭР 142
11.3. Развитие паротурбинных установок АЭС с водным
теплоносителем.............................. .... 145
Глава двенадцатая. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН АТОМ-
НОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ...................................150
12.1. Выбор места строительства .... . . 150
12.2. Некоторые специфические требования к строитель-
ству атомных электростанций ......................150
12.3. Размещение сооружений на генеральном плане
атомной электростанции............................154
Глава тринадцатая. ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ УСТА-
НОВКИ ...............................................157
13.1. Назначение вентиляционных установок атомных
электростанций....................................157
13.2. Основы проектирования специальной технологической
вентиляции........................................158
13.3. Примерная схема установок специальной технологи-
ческой вентиляции .... ..... 161
13.4. Обеспечение допустимых температур воздуха в про-
изводственных помещениях . .... 163
13.5. Вентиляционные центры атомных электростанций и
воздуховоды . ...........................165
Глава четырнадцатая. РЕДУКЦИОННЫЕ УСТА-
НОВКИ, ТРУБОПРОВОДЫ И АР/МАТУРА .... 168
14.1. Редукционные и редукционно-охладительные уста-
новки ...................................... .... 168
14.2. Трубопроводы атомной электростанции . . . . 171
14.3. Арматура трубопроводов .... ... 178
Глава пятнадцатая. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АЭС II
СИСТЕМЫ НАДЕЖНОГО ПИТАНИЯ............................188
15.1. Состав и назначение принципиальной я развернутой
тепловых схем атомных электростанций . . . . 188
15.2. Принципиальные тепловые схемы основных типов
АЭС...............................................190
262
15.3. Развернутая (полная) тепловая схема АЭС 194
15.4. Системы надежного питания . . . 195
Глава шестнадцатая. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО
ЗДАНИЯ АЭС.............................................200
16.1. Основные требования к компоновке главного здания 200
16.2. Компоновка машинного зала................ . 202
16.3. Компоновка реакторного и реакторпо-парогенера-
торпого цехов .................................... 207
16.4. Примеры компоновок АЭС .... 210
Глава семнадцатая. АТОМНЫЕ ТЕПЛОЭЛЕКТРО-
ЦЕНТРАЛИ И АТОМНЫЕ СТАНЦИИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ 214
17.1. Обоснование использования внутриядерной энергии
для целей теплоснабжения......................... .214
17.2. Показатели тепловой экономичности АТЭЦ . .215
17.3. Теплофикационные установки ... ... 216
17.4. Атомные теплоэлектроцентрали .... 220
17.5. Атомные станции теплоснабжения...............221
Глава восемнадцатая. АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАН-
ЦИИ С НАТРИЕВЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ .... 224
Приложение. Методика расчета тепловой схемы АЭС 235
Список рекомендуемой литературы ... ... 256
Предметный указатель.................................. 257
Тереза Христофоровна Маргулова
Людмила Александровна Подушко
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ
Редактор В. Л. Тимченко
Редактор издательства Т. И. Муишнска
Технический редактор О. Я. Адаскина
Корректор И. Г. Гулина
ИБ № 3090
Сдано в набор 07.01.82 Подписано в печать 08.07.82
Т-14110 Формат 84X1081/за Бумага типографская № 2
Гарнптура литературная 11счать высокая
Усл. псч. л. 13,86 Уел. кр.-отт. 13,81
Уч.-изд. л. 15,2 Тираж 10 000 эьз. Заказ 92
Цена 70 к.
Энергопздат, 113114, Москва, М-111, Шлюзовая
наб., 10
Московская типография № 10 Союзполиграфпро-
ма при Государственном комитете СССР по де-
лам издательств, полиграфии и книжной торгов-
ли. 113114, Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10