Текст
                    Б. Г. ГАНЧЕВ Л. Л. КАЛИШЕВСКИЙ Р. С. ДЕМЕШЕВ
Е. Б. КОПОСОВ Л. А. КУЗНЕЦОВ Н. Ф. РЕКШНЯ
С. В. СЕЛИХОВКИН
ЯДЕРНЫЕ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ
УСТАНОВКИ
Под общей редакцией академика
Н. А. Доллежаля
2-е издание, переработанное и дополненное
Допущено Государственным комитетом СССР
по народному образованию
в качестве учебного пособия
для энергомашиностроительных специальностей
высших учебных заведений
МОСКВА ЭНЕРГОАТОМИЗДАТ 1990


ББК 31.46 Я 34 УДК 621.039.57(075.8) Рецензент: Кафедра АЭС МЭИ Ядерные энергетические установки: Учеб. посо- Я 34 бие для вузов/ Б. Г. Ганчев, Л. Л. Калишевский, Р. С. Демешев и др.; Под общ. ред. Н. А. Долле- жаля.— 2-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатом- издат, 1990—629 с: ил. ISBN 5-283-03824-6 Изложены вопросы расчета и конструирования ЯЭУ раз- личного назначения: стационарных, для водного транспорта, для космических объектов. Рассмотрены тепловые схемы уста- новок, оборудование и условия его работы, основы конструи- рования теплотехнического и силового оборудования ЯЭУ, его компоновка и экономика. По сравнению с 1-м изданием (1983 г.) большее внимание уделено вопросам безопасности. Для студентов вузов энергетических и инженерно-физи- ческих специальностей. „ 2205000000-295 Я —гттт-г: 179-90 ББК 31.46 051(01)-90 ISBN 5-283-03824-6 © Энергоатомиздат, 1983 © Авторы. 1990
ПРЕДИСЛОВИЕ Развивающаяся ядерная энергетика требует постоянного притока специалистов в отрасль. Советская высшая школа ориентируется на подготовку ин- женеров широкого профиля. Инженер широкого профиля — это специалист, имеющий глубокие знания в общенаучных дис- циплинах, готовый к проектированию, производству, эксплуа- тации и исследованию установок того или иного назначения. Соответственно учебная литература должна охватывать эти основные стороны деятельности инженера. Однако уже в про- цессе обучения студент готовится к какому-то одному направ- лению деятельности, и изложение материала учебного пособия должно быть подчинено выбранному направлению. В этом от- личие подготовки конструктора, например, от подготовки тех- нолога и эксплуатационного персонала. Настоящая книга является частью пятитомного учебного пособия «Ядерные реакторы и энергетические установки» и рассчитана на подготовку конструкторов ядерных энергоуста- новок (ЯЭУ). Тома первого издания вышли в свет в 1981—1983 гг. и включали в себя следующие книги: Емельянов И. Я., Ефа- нов А. И., Константинов Л. В. «Научно-технические основы уп- равления ядерными реакторами» (М.: Энергоиздат, 1981); Га- нев И. X. «Физика и расчет реактора» (М.: Энергоиздат, 1981); Егоров Ю. А. «Основы радиационной безопасности атомных электростанций» (М.: Энергоиздат, 1982); Емельянов И. Я., Михан В. И., Солонин В. И. и др. «Конструирование ядерных реакторов» (М.: Энергоиздат, 1982); Ганчев Б. Г., Калишев- ский Л. Л., Демешев Р. С. и др. «Ядерные энергетические уста- новки» (М.: Энергоатомиздат, 1983). В настоящее время книги первого издания стали труднодоступными для студентов. Во втором издании книги материал первого издания дополнен и частично переработан. Авторы книги предприняли попытку в сжатой форме охва- тить основные вопросы, связанные с расчетом и проектирова- нием ЯЭУ различного назначения: для стационарных АЭС, вод- ного транспорта и космических объектов, что соответствует сложившейся практике подготовки конструкторов ЯЭУ. В со- ответствии с потребностью промышленности основное внимание уделено стационарным ЯЭУ. Особенности установок и их эле- ментов другого назначения даются более кратко. При современном развитии техники конструктор ЯЭУ дол- жен уметь не только выбрать необходимый состав оборудова- ния, обосновать основные его параметры, но и провести кон- з
структорский расчет, по крайней мере на уровне эскизного про- ектирования, для обоснования задания разработчикам того или иного вида теплотехнического, силового и другого обору- дования, обосновать экономичность и надежность принимаемых решений. Это тем более важно, что при создании нового типа реакторной установки требуется разработать заново практи- чески все оборудование. К особенностям настоящей книги относится то, что в рам- ках одного тома в сжатой форме и с единых позиций излага- ются вопросы, ранее освещавшиеся в различных учебниках, учебных пособиях и монографиях. Авторы поставили задачу в рамках одного тома дать пер- вичные сведения по расчету и проектированию ЯЭУ в целом и отдельных элементов ее оборудования, сопровождая каждый раздел списком рекомендуемой литературы для более углуб- ленного изучения вопроса. Основное содержание книги разделено на четыре части. В первой рассматриваются общие вопросы проектирования ядерных энергетических установок. Особое внимание уделено расчету и обоснованию тепловой схемы установки и вопросам экономики. Вторая часть посвящена оборудованию ЯЭУ. Рассматрива- ются основные принципы и методы расчета и проектирования теплообменного и машинного оборудования, трубопроводов и арматуры. В отдельную главу вынесены вопросы прочностного расчета. В третьей части рассматриваются системы и оборудо- вание аварийного расхолаживания, перегрузки топлива, очист- ки и подпитки теплоносителя, технического водоснабжения, вентиляции. Заключает книгу четвертая часть, в которой рассмотрены устройство и компоновка ЯЭУ на АЭС, на судне и на космиче- ских объектах. Авторы выражают уверенность, что, освоив материал книги, студент будет готов к самостоятельной практической работе и более углубленному изучению необходимых вопросов. Введение, § 1.1, 1.2, 6.1—6.6, 6.8, 7.1—7.9, 8.2, 8.3, а также гл. 9 написаны Б. Г. Ганчевым; гл. 2, § 1.3, 6.7, 6.9 подготовле- ны С. В. Селиховкиным; § 3.1—3.7, гл. 4, § 8.1, гл. 14 и 15 на- писаны Л. Л. Калишевским; гл. 5 и § 7.10, 7.11 написаны Е. Б. Колосовым; материал § 1.4, 3.8, 6.10, гл. 11 и 13 подго- товлен Л. А. Кузнецовым; гл. 10 —Р. С. Лемешевым; гл. 12 — Н. Ф. Рекшней; § 6.2 — Л. Е. Костиковым. В подготовке мате- риала первого издания принимали также участие Б. И. Катор- гин, Ю. В. Журавский, В. В. Лозовецкий. Авторы приносят глубокую благодарность рецензенту на- стоящего издания книги доктору технических наук, профессо- ру МЭИ Л. П. Кабанову. 4
ВВЕДЕНИЕ Ядерная энергетика является важной и неотъемлемой ча- стью мировой экономики. К началу 1988 г. в 26 странах мира на атомных электростанциях (АЭС) эксплуатировалось более 420 энергоблоков с суммарной установленной мощностью око- ло 300-103 МВт. Их доля в выработке электроэнергии состав- ляет 16%. Предполагается, что к концу XX в. в мировой струк- туре топливного баланса доля ядерного топлива составит 20%. В СССР к началу 1988 г. на 16 АЭС эксплуатировалось 45 энергоблоков с суммарной установленной мощностью 34,4Х ХЮ3 МВт. Доля АЭС в общей выработке электроэнергии в стране составляла 11,2%. Развитие ядерной энергетики началось с пуска 27 июня 1954 г. в СССР в г. Обнинске Первой АЭС мощностью 5000 кВт. Ее эксплуатация убедительно доказала техническую возмож- ность превращения ядерной энергии в электрическую в про- мышленных масштабах. Человечество получило возможность использовать новый, чрезвычайно высококалорийный источник энергии, который позволит в перспективе резко сократить по- требление традиционного органического топлива для выработ- ки электроэнергии. Была продемонстрирована возможность соз- дания и использования на АЭС материалов, оборудования и прибо;ров такого качества и с такими характеристиками, кото- рые обеспечили высокий уровень надежности и безопасности эксплуатации в отношении окружающей среды, населения и эксплуатационного персонала. После пуска Первой АЭС приступили к строительству более мощных АЭС, при этом преследовалась цель доказать их эко- номическую конкурентоспособность с электростанциями на ор- ганическом топливе. Этот период практически завершился в 60-х годах. Начиная с 70-х годов развертывается широкое строительство мощных АЭС. В 1975 г. установленная мощность на АЭС в мире составила 76 ГВт, в 1985 г.—248,6 ГВт, к 2000 г. предполагается увеличение установленной мощности до 505 ГВт. Темпы развития ядерной энергетики определяются конкретными условиями и прежде всего ресурсами органиче- 5
ского топлива той или иной страны. В странах, обеспеченных органическим топливом, на первом этапе наращивание мощно- стей АЭС шло более медленными темпами, но по мере совер- шенствования техники АЭС и повышения их экономичности они возрастали. Так, если в 1975 г. на долю стран—членов СЭВ приходилось около 10% установленной мощности на АЭС, то к 2000 г. эта доля увеличится. Ускоренное развитие ядерной энергетики предусматрива- лось комплексной программой научно-технического прогресса стран — членов СЭВ до 2000 года. Основные предпосылки быстрого роста ядерной энергетики следующие: Ядерное топливо характеризуется высокой калорийностью (удельное тепловыделение ядерного топлива примерно в 2Х Х106 раз выше, чем органического топлива). Поэтому на ос- нове ядерной энергетики можно развивать энергетическую ба- зу районов, лишенных собственных запасов энергетического сырья, без увеличения транспортных расходов на его доставку. К таким районам относится европейская часть СССР, где про- живает свыше 60% населения и производится свыше 80% про- мышленной продукции. Поэтому именно в европейской части широким фронтом развернулось строительство мощных АЭС. Другое важное преимущество ядерных установок — малое в условиях нормальной эксплуатации загрязнение окружающей среды. Традиционные электростанции в процессе работы рас- ходуют для сжигания топлива огромное количество кислорода, выбрасывают в окружающую среду продукты сгорания топли- ва, в том числе и такие вредные вещества, как оксиды азота и серы, а при работе на твердом топливе — и значительные коли- чества золы. Суммарное производство электроэнергии на АЭС в год в настоящее время эквивалентно сжиганию на ТЭС 550Х ХЮ6 т угля или 350-106 т нефти. ТЭС электрической мощно- стью 1000 МВт потребляет в год 3-Ю6 т угля, производя при этом 7-Ю6 т углекислого газа, 120• 103 т диоксида серы, 20Х Х-Ю3 т оксидов азота и 750-103 т золы. Содержащиеся в золе вредные тяжелые металлы (мышьяк, свинец, кадмий и др) ос- таются в биосфере. Рабочий процесс в ядерных энергетических установках (ЯЭУ) практически не связан с окружающей сре- дой, за исключением сброса тепла — теплового загрязнения на холодном источнике цикла (охлаждение конденсаторов тур- бин), но аналогичное воздействие на окружающую среду ока- зывают и традиционные тепловые электростанции (ТЭС). Более чем 30-летний опыт эксплуатации АЭС во всем мире показал, что они действительно могут быть экономичными (в среднем электрическая энергия, вырабатываемая на АЭС, в 2 раза дешевле, чем на ТЭС, сжигающих уголь) и экологи- чески чистыми. Но этот же опыт свидетельствует, что в ре- 6
зультате нарушения правил эксплуатации станций могут воз- никнуть утечки радиоактивных сред, как это было в США, фРГ, Великобритании и в СССР — в Чернобыле. Ядерный ре- актор и ЯЭУ — в целом чрезвычайно сложные технические си- стемы, требующие к себе особо ответственного подхода и при проектировании, и при изготовлении, и при эксплуатации. Как и в других сложных технических системах, здесь особенно ярко высвечивается проблема взаимодействия человека и машины. Высокую потенциальную опасность представляют такие совре- менные промышленные объекты, как крупные гидротехниче- ские сооружения, химические комбинаты, газовые хранилища, комбинаты по производству и переработке ядерного топлива, ракетно-космическая техника. Авария на АЭС в Чернобыле, на американской АЭС «Три-Майл-Айленд», взрыв на химическом комбинате в индийском городе Бхопал, гибель американского космического корабля «Челенджер», катастрофы на море и на железной дороге показали, что проблема взаимодействия чело- века и машины в полной мере еще не решена и требует не- устанного внимания. Как подчеркнул, комментируя причины аварии в Чернобыле, академик В. А. Легасов, враг — не техни- ка сама по себе, а наше некомпетентное безответственное об- ращение с ней. Главной причиной аварии в Чернобыле по вы- водам правительственной комиссии явилось последовательное нарушение целого ряда положений регламента эксплуатации. Дополнительно указано, что конструкция реактора не исклю- чала возможности развития аварии при ошибочных действиях персонала. Введенные после аварии конструкционные измене- ния исключают возможность подобных аварий на реакторах такого типа. Поставлена задача создания нового поколения реакторов, обладающих более высоким уровнем «внутренней» безопасности. Авария в Чернобыле обострила дискуссию о целесообразно- сти дальнейшего использования ядерной энергии. Ученые раз- личных стран мира дают однозначный ответ о возможности безопасного и экономичного использования ядерной энергии. По мнению комиссии Европейского экономического сообщества (ЕЭС) по охране окружающей среды, охране интересов потре- бителей и ядерной безопасности приемлемой с экономической, экологической и энергетической точек зрения альтернативы раз- витию АЭС у человечества нет. Несмотря на значительные уси- лия, предпринимаемые ЕЭС по выработке жестких нормативов на выбросы оксидов серы и азота и твердых частиц, заметного прогресса в этом вопросе с 1983 г. не достигнуто. Накопление в атмосфере диоксида углерода и ряда других продуктов сго- рания органического топлива уже к 2030 г. может привести к парниковому эффекту и глобальному росту температуры на J>5 4,5 К. В результате уровень мирового океана поднимется 7
ЧССР . НРБ. . Япония . США . . СССР . . 27,6о/о . . 32,9% . . 27,8% . . 19,1% . 12,3% на 0,8—1,7 м. В этих условиях становится очевидной необхо- димость продолжения строительства АЭС. Более того, ядерная энергетика в экономике многих стран занимает столь значительное место, что отказ от нее уже про- сто невозможен. Ниже приводятся данные о доле АЭС в вы- работке электроэнергии в некоторых странах в 1989 г.: Швейцария . 41,6% Франция . .74,6% Бельгия . . 60,8% Финляндия . 35,4% ФРГ. . . . 34,3% Использование ядерной энергии стало одним из направлений технического прогресса. Развитие ядерной энергетики в СССР до настоящего вре- мени базировалось на ядерных реакторах двух основных типов: водо-водяных корпусных реакторах в двухконтурных установ- ках и канальных с графитовым замедлителем в одноконтурных установках. В установках обоих типов используется паротур- бинный цикл. Водо-водяные реакторы являются самым распро- страненным типом в мировой энергетике. Водо-водяные корпусные реакторы можно использовать в двухконтурных схемах с некипящей водой под давлением в первом контуре и в одноконтурных схемах с кипением воды в активной зоне. В отечественной практике используются преи- мущественно реакторы с водой под давлением, которые в ста- ционарной энергетике получили название водо-водяных энер- гетических реакторов (ВВЭР) (рис. B.l, В.2). Преимущества- ми таких реакторов (по сравнению с канальными) являются их большая компактность, позволяющая все оборудование пер- вого контура герметизировать в защитной оболочке, простые коммуникации, более простые условия управления работой ре- актора. Однако для них требуются тяжелые толстостенные кор- пуса большого диаметра, работающие при высоких давлениях в условиях облучения мощными потоками нейтронов; топливо перегружается с остановкой реактора; ограничены возможно- сти повышения параметров пара перед турбиной; невозможна организация ядерного перегрева пара. Реакторы типа ВВЭР используются на АЭС в нашей стра- не с 1964 г. (I блок Нововоронежской АЭС им. 50-летия СССР). В настоящее время они успешно эксплуатируются также на Кольской, Ровенской, Запорожской, Калининской, Балаковской и других АЭС в СССР и за рубежом: в ГДР, Финляндии и НРБ; сооружаются они и на ряде новых АЭС. Мощным импульсом к использованию водо-водяных реакто- ров на отечественных АЭС явилось создание специализирован- ного производственного объединения «Атоммаш» в г. Волгодон- ске. После 1986 г. (после аварии в Чернобыле) принято решение 8
Рис. В1. Реактор ВВЭР-440 (центральный зал) о развитии отечественной ядерной энергетики на базе реак- торов типа ВВЭР. На всех действующих блоках проведены ме- роприятия по повышению эффективности аварийной защиты, совершенствованию систем локализации аварий, повышению надежности технологического оборудования. Разработан проект энергоблока повышенной безопасности АЭС-88, предусматрива- ющий дополнительные пассивные системы безопасности. Пер- вый блок по новому проекту будет введен в 1993 г. Конструкция канального реактора с графитовым замедлите- лем (рис. В.З) была предложена в СССР в 40-х годах. Для вы- 9
Рис. В2. Щит управления энергоблоком АЭС работки электроэнергии канальные реакторы использованы на Первой АЭС, Сибирской АЭС (1958 г.), Белоярской АЭС им. И. В. Курчатова (1964 г.), на ряде мощных АЭС —Ленин- градской им. В. И. Ленина (1973 г.), Курской, Смоленской, Иг- налинской и др. К главным преимуществам такого типа реакторов можно отнести следующее: возможность реализации больших единичных мощностей; отсутствие единого тяжелого корпуса, затрудняющего изго- товление и транспортировку реактора; 10
0ШЛ$тШкь&*. i Ъ Л Лк' Рис. ВЗ. Реактор РБМК (центральный зал) возможность секционирования реактора и создание реакто- ров различной мощности из стандартных секций заводского изготовления; возможность осуществления ядерного перегрева пара в ак- тивной зоне реактора, получения высоких параметров, а сле- довательно, и повышения КПД цикла; возможность непрерывной перегрузки топлива без останов- ки реактора. 11
Использование канальных реакторов обеспечило быстрое наращивание мощностей на АЭС до пуска «Атоммаша». В 1987 г. на их долю приходилось около половины установлен- ных мощностей (13 блоков мощностью до 1000 МВт и 2 блока по 1500 МВт). Авария на IV блоке Чернобыльской АЭС в 1986 г. с разру- шением реактора и выходом радиоактивных продуктов в окру- жающую среду привлекла к реакторам этого типа пристальное внимание специалистов и мировой общественности. Подробно сценарий развития аварии, ее причины и направления совер- шенствования реакторов рассматриваются в других томах учеб- ного пособия. Здесь же еще раз отметим, что причиной аварии было последовательное нарушение регламента эксплуа- тации. В этих условиях проявились и недостатки конструкции реакторов: положительный паровой коэффициент реактивности, а при сниженной мощности — и положительный мощностной коэффициент реактивности, что делает реактор нестабильным на малых уровнях мощности; недостаточное быстродействие систем аварийной защиты A3; недостаточность технических средств, автоматически приводящих реактор в безопасное со- стояние при действиях персонала, не соответствующих требо- ваниям технологического регламента. Организационные и технические мероприятия, выполненные на всех действующих энергоблоках с реакторами РБМК-Ю00 и РБМК-1500, полностью исключают возможность быстрого не- контролируемого разгона реактора. Обеспечено снижение по- ложительного парового коэффициента реактивности за счет снижения содержания графита в активной зоне и повышения обогащения топлива нуклидом 235U до 2,4%. Время срабаты- вания защиты сокращено с 18—20 до 10—12 с. Установлены дополнительные стержни-поглотители. Разработаны и опробо- вана на двух блоках Ленинградской и Игналинской АЭС бы- страя аварийная защита (БАЗ), обеспечивающая ввод в ак- тивную зону стержней-поглотителей за 2—2,5 с. Подобные системы БАЗ с 1989 г. внедрены на всех действующих энергоблоках с канальными реакторами. Как показывает всесторонний анализ, проведенный специа- листами, ни один из недостатков реакторов РБМК, проявив- шихся при аварии на IV блоке Чернобыльской АЭС, не явля- ется неустранимым в ядерных канальных водо-графитовых ре- акторах и не является органически присущим реакторам дан- ного типа. Рассмотренные типы реакторов работают на тепловых ней- тронах, и в них используется в качестве делящегося нуклида 235U (содержание которого в природном уране составляет око- ло 0,7%). Перспективы развития ядерной энергетики связыва- ют со строительством реакторов на быстрых нейтронах, с вво- 12
Рис. В4. Реактор БН-350 дом которых в широкую эксплуатацию можно будет использо- вать сырьевой нуклид 238U. В СССР в 1973 г. пущен первый в мире крупный энергетический реактор на быстрых нейтро- нах БН-350 (рис. В.4) электрической мощностью 150 МВт, в 10-й пятилетке пущен реактор БН-600 электрической мощно- стью 600 МВт (Белоярская АЭС). Установки выполнены по трехконтурной схеме. В качестве теплоносителя первого кон- тура в реакторах применен жидкий натрий. Широкого исполь- зования таких реакторов на АЭС можно ожидать к концу текущего столетия — в начале следующего. Реакторы других типов — на быстрых и тепловых нейтронах с газовым теплоно- сителем, на тепловых нейтронах с органическим теплоносите- лем, водо-водяные реакторы с кипящим теплоносителем (ши- роко распространенные за рубежом) и др. — распространения в ядерной энергетике СССР не получили. Перечислим основные тенденции, наблюдавшиеся в стацио- нарной ядериой энергетике до настоящего времени. 13
Рис. В5. Увеличение единичной электрической мощности энерго- блоков на АЭС в СССР: К1 — Первая АЭС; К2 — I блок Си- бирской АЭС: K3—W блок Белояр- ской АЭС; К4 — I блок Ленинградской АЭС; К5 — I блок Игналинской АЭС; Bl, В2, ВЗ, ^ — соответственно I, II, III и V блоки Нововоронежской АЭС; Б1 — БН-350 в г. Шевченко: Б2 — БН-600. III блок на Белоярской АЭС 1. Увеличение единичной мощности блоков АЭС. Так, мощ- ность канальных реакторов увеличилась с 5 МВт на Первой АЭС до 1000 МВт на Ленинградской, Курской, Чернобыльской, Смоленской АЭС и до 1500 МВт на Игналинской АЭС (рис. В.5). Растет мощность и ВВЭР, и реакторов на быстрых нейтронах. Вместе с ростом мощности блока повышается еди- ничная мощность входящего в него оборудования — парогене- раторов в двухконтурных установках, паротурбинных устано- вок (мощность паровых турбин на АЭС составляет 500 и 1000 МВт), насосного оборудования и т. д. Обсуждается воз- можность и целесообразность дальнейшего роста единичной мощности энергоблоков. Однозначных и очевидных решений по этому вопросу пока нет. 2. Увеличение мощности АЭС. Установленные мощности АЭС уже достигают 4000 МВт (Ленинградская АЭС — четыре блока по 1000 МВт). Проектная мощность ряда других стан- ций составляет 4000—6000 МВт. 3. Повышение параметров теплоносителя первого контура и параметров пара перед турбиной. Это особенно наглядно вид- но на примере развития блоков Нововоронежской АЭС (рис. В.6). 4. В связи с быстрым ростом доли АЭС в энергосистеме по- вышаются требования к их маневренности с возможностью из- менения нагрузки в диапазоне от 100 до 50%. Подавляющее большинство ЯЭУ работает в настоящее вре- мя на насыщенном паре. На Белоярской АЭС впервые в мире осуществлен ядерный перегрев пара до 783 К, что позволило получить высокий КПД (~37%). При разработке канальных реакторов нового поколения РБМК-Ю00 их создатели временно отказались от перегрева пара. Широкие перспективы исполь- зования перегретого пара открываются с применением реакто- ров на быстрых нейтронах с жидким металлом в качестве теп- лоносителя. Благодаря высокой температуре натрия на выходе из реактора можно получить перегретый пар высоких пара- метров. По мере развития ядерной энергетики все большее внима- ние стали привлекать вопросы использования энергетических реакторов для целей централизованного теплоснабжения. Это 14 /V,MBT то 1950г. 7960г. 1970 г. 1980г.
Рис. Вб. Рост давления в пер- вом контуре ( ) и yl давления пара перед турбиной ( ) энергоблоков Но- Jtf воворонежской АЭС 12 10 8 6 2 I-П блоки Ш-Шблоки YfooK 1964 4969гг. 1971 п 1980 г. тем более важно, что на теплоснабжение в СССР идет боль- шая доля первичных топливных ресурсов, чем на производство электроэнергии (30—35% и 27—28% соответственно). Возмож- но использование следующих ядерных источников теплоснаб- жения: конденсационные АЭС, предназначенные преимущест- венно для выработки электроэнергии, но с нерегулируемым от- бором пара на нужды теплоснабжения; атомные теплоцентра- ли (АТЭЦ); атомные станции теплоснабжения (ACT). Тепло с конденсационных станций уже длительное время используется для теплоснабжения поселков при АЭС. Наиболее эффективно с экономической точки зрения комби- нированное производство тепла и электроэнергии на АТЭЦ. Но это потребует приближения к крупным промышленным центрам. В настоящее время считается рациональным размеще- ние АТЭЦ на расстоянии 20—40 км от крупных городов. В 1973 г. была введена Билибинская АТЭЦ. На ней сооружено четыре теплофикационных блока на базе реакторов канально- го типа общей электрической мощностью 48 МВт с суммарным отпуском тепла около 100 Гкал/ч (116,3 МВт). Успешный опыт эксплуатации свидетельствует о возможности создания надеж- ных и экономически эффективных АТЭЦ небольшой мощ- ности. ACT предназначены производить только пар низких пара- метров и горячую воду. В связи с этим снижаются параметры (давление, температура) рабочего контура собственно реак- торной установки, что уменьшает ее стоимость и делает более простыми средства обеспечения безопасности, позволяет при- близить ACT к потребителям тепла. В настоящее время соору- жаются первые крупные ACT в Горьком и Воронеже с водоох- лаждаемыми реакторами тепловой мощностью 500 МВт. Систе- мы, ограничивающие развитие аварии и локализацию ее по- следствий, будут полностью построены на пассивном принципе. Стационарная ядерная энергетика — одно из основных на- правлений использования ЯЭУ. Другое направление —приме- 15
^щж тЯШШН^ ■***«иш Ж*" ~-*Р* Рис. В7. Щит управления энергоустановкой атомохода «Ленин» нение ЯЭУ на судах морского флота. Использование ЯЭУ по- зволяет придать судам качества, недостижимые при работе на органическом топливе. Это прежде всего практически неогра- ниченная дальность плавания при работе на большой мощно- сти и длительная автономность. Особенно важны эти качества Таблица В1. Характеристики атомных и дизельных ледоколов Характеристика Год постройки Длина, м Ширина, м Водоизмещение, т Мощность энергетической установки, МВт (л. с.) Отношение мощности к водоизмещению (удель- ная мощность), МВт/т (л.с/т) Скорость хода, узлы* Удельный упор, кН/м (тс/м) Ледоколы с ЯЭУ „Ленин" 1959 124 26,8 19 240 32,4 (44 000) 1,685 (2,28) 19.7 120,5 (12,3) «Арктика" 1974 135 28,0 23 400 55,2 (75000) 2,350 (3,20) 21 167,6 (17,1) Ледоколы с дизельэлек- трической установкой „Москва" 1960 122 23,5 13 300 . 19,1 (26 000) 1,440 (1,95) 18,6 94 (9,6) „Ермак" 1974 135 25,8 20000 30,5 (41 400) 1,525 (2,07) 19,5 121,5 (12,4) * Скорость один узел равна одной морской миле (1853,2 м) в час. 16
для ледоколов. Атомные ледоколы, не нуждаясь в пополнении топливом, могут работать, не уходя с трассы, всю навигацию. В нашей стране с 1959 г. эксплуатировался первый в мире атомный ледокол «Ленин» (рис. В.7). В 1975 г. сдал в эксплуа- тацию атомный ледокол «Арктика», открывший серию атомных ледоколов подобного типа (атомоходы «Сибирь», «Россия», «Советский Союз»). Успешная эксплуатация советских атомо- ходов наглядно продемонстрировала преимущества атомного ледокольного флота. Ледокол «Арктика» стал первым надвод- ным судном, достигшим Северного полюса. В табл. В.1 приведены сравнительные характеристики атом- ных и дизельных ледоколов приблизительно одного времени постройки. Приведенные данные показывают преимущество атомных ледоколов как по мощности энергоустановки, так и по скоро- сти хода, и по удельному упору. В 1986 г. в Советском Союзе спущен на воду первый атом- ный лихтеровоз-контейнеровоз «Севморпуть» мощностью 29,5 МВт (40 000 л. с.) со скоростью хода 20 узлов. Атомоход берет на борт 74 лихтера, каждый из которых способен нести на себе 350 т груза. Судно характеризуется высокой степенью безопасности. Энергетическая установка не пострадает, напри- мер, при столкновении с другим кораблем или при падении на палубу самолета. Широко используются ЯЭУ на кораблях военно-морского флота высокоразвитых стран мира. По данным зарубежной печати на начало 80-х годов только в составе ВМФ США дей- ствовало более 120 подводных лодок и свыше 10 надводных кораблей. Перспективной областью использования ЯЭУ является кос- мическая техника. Уже в ближайшем будущем на борту кос- мических объектов потребуются мощности в десятки, сотни и тысячи киловатт при ресурсе работы 1 год и более-. Такое энер- гетическое обеспечение возможно только при использовании ЯЭУ, так как мощности химических источников и солнечных батарей, используемых в настоящее время, недостаточны. В Советском Союзе впервые в мире разработана, создана и прошла испытания ЯЭУ «Топаз» мощностью 7—10 кВт, в кото- рой осуществлено безмашинное преобразование тепловой энер- гии в электрическую непосредственно в ядерном реакторе. ЯЭУ используются на некоторых искусственных спутниках Земли серии «Космос». Например, по сообщению ТАСС такой установкой был снабжен «Космос-1402». Изложение основ расчета и проектирования основного и вспомогательного оборудования, за исключением собственно реактора, ЯЭУ различного назначения и является главной за- дачей настоящего учебного пособия. 2-7000 17
Часть первая ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК Глава 1 СХЕМЫ И СОСТАВ ОБОРУДОВАНИЯ ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК 1.1. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ СХЕМЫ Энергия, выделяющаяся в результате деления ядер тяже- лых элементов, выводится из реактора в виде теплоты. Далее тепловая энергия преобразуется в энергию другого вида, необ- ходимую внешнему потребителю. Комплекс оборудования, обес- печивающего работу ядерного реактора, вывод из реактора тепловой энергии и преобразование ее в энергию другого вида, составляет ядерную энергетическую установку (ЯЭУ). Всех потребителей по виду используемой энергии можно разделить на три группы: 1) потребители тепловой энергии; 2) потребители механической энергии; 3) потребители электри- ческой энергии. На подобные группы можно разделить и ЯЭУ. В установках первой группы потребителю отдается тепловая энергия. Сюда относятся, например, атомные станции тепло- снабжения (ACT), термоопреснительные установки, энерготех- нологические. В установках второй группы используется механическая энергия. К ним относятся транспортные и ракетные двигатели. Например, на судах турбоустановка преобразует тепловую анергию в механическую, которая с помощью механической передачи передается на гребные винты. В установках третьей группы потребителю отдается элект- рическая энергия. Это прежде всего АЭС, а также транспорт- ные установки с электрическим приводом или движителем (например, электрореактивные двигатели). Тепловая энергия выводится из реактора с помощью специ- альной среды, называемой теплоносителем. В качестве тепло- носителя в ядерной энергетике используются вода и водяной пар, жидкие металлы, различные газы (инертные или диссо- циирующие), органические жидкости. Выбор теплоносителя определяется типом реактора и заданной температурой тепло- носителя. 18
Установки первой группы с внешним потребителем связа- ны через концевой теплообменник. Следовательно, ЯЭУ перво- го типа включает в себя ядерный реактор и концевой теплооб- менник (рис. 1.1,а). Между собой они связаны системой тру- бопроводов. Теплоноситель из реактора в теплообменник и об- ратно перемещается циркулятором. В качестве последнего в зависимости от свойств теплоносителя и его параметров можно использовать насосы, газодувки, компрессоры. На рис. 1.1,а представлена одноконтурная установка. Ее от- личительной особенностью является то, что отбор теплоты в ре- акторе и передача ее в концевом теплообменнике происходят с помощью одного и того же теплоносителя (он может изме- нять фазовое состояние, например испаряться при кипении в реакторе и конденсироваться в концевом теплообменнике). Основное достоинство одноконтурных установок — простота тепловой схемы. Однако теплоноситель на выходе из реактора может иметь большую наведенную активность, а в ряде слу- чаев содержать радиоактивные продукты деления. Поэтому весь контур, в том числе и концевой теплообменник, должен иметь надежную биологическую защиту. В концевом теплооб- меннике тепловая энергия передается потребителю непосредст- венно от радиоактивного теплоносителя. Принципиально су- ществует возможность попадания радиоактивных продуктов в рабочую среду потребителя в случае разуплотнения теплооб- менника. Поэтому одноконтурные установки нельзя использо- вать в тех случаях, когда должна быть в принципе исключена возможность радиоактивного загрязнения, в том числе и в ава- рийных ситуациях. С этой точки зрения более благоприятны условия в многоконтурных установках. На рис. 1.1,6 приведена принципиальная схема двухконтур- ной установки. Ее отличительная особенность состоит в том, что отвод теплоты из реактора и передача ее внешнему потре- бителю происходят с помощью двух различных, непосредствен- но не контактирующих теплоносителей. Передача теплоты от одного теплоносителя к другому происходит в промежуточном теплообменнике (ПТ). Реактор и ПТ с системой трубопроводов U т-£ а) К потреби- телю тепла и X^J Щ <И К потреби- телю тепла Рис. 1.1. Одноконтурная (а) и двухконтурная (б) ЯЭУ для потребителя теп ловой энергии: J — ядерный реактор; 2 — трубопровод; 3 — промежуточный теплообменник; 4, 5 — цир- куляторы первого и второго контуров; 6 — концевой теплообменник 2* 19
образуют первый замкнутый контур, а ПТ, концевой теплооб- менник и трубопроводы — второй. Каждый контур имеет свой циркулятор. Между первым ПТ и концевым теплообменником может быть включен еще один ПТ, еще раз разделяющий теп- лоноситель, тогда ЯЭУ — трехконтурная. Многоконтурная схема практически исключает контакт ра- диоактивного теплоносителя с рабочей средой потребителя. Кроме того, в многоконтурной установке теплоносители для первого и последующих контуров могут ,быть выбраны с раз- личными оптимальными свойствами для работы в реакторе и в концевом теплообменнике. Конструкционное оформление мно- гоконтурной ЯЭУ более сложное, чем одноконтурной, посколь- ку требуется дополнительное оборудование: ПТ, циркуляторы, трубопроводы и т. д. В установках второй группы потребителю отдается механи- ческая энергия. На рис. 1.2,а, в показаны принципиальные схе- мы паротурбинных одно- и двухконтурных транспортных уста- новок с турбозубчатым агрегатом (ТЗА). В одноконтурной установке в реакторе вырабатывается насыщенный или пере- гретый пар. Пар поступает в проточную часть турбины, где при его расширении тепловая энергия превращается в меха- ническую (кинетическую) энергию парового потока, который приводит во вращение ротор турбины, его энергия вращения через редуктор передается на винты судна. Турбина и редук- тор образуют ТЗА. Пар по выходе из турбины конденсируется в конденсаторе, и конденсат с помощью насоса (циркулятора) возвращается в реактор. Среда, используемая для преобразова- ния тепловой энергии в механическую, обычно называется ра- бочим телом. Таким образом, в одноконтурной установке одна и та же среда является и теплоносителем и рабочим телом. И понятия эти равнозначны. В двухконтурных (многоконтур- ных) установках, работающих по паротурбинному циклу, пар вырабатывается в специальном парогенераторе 7 (рис. 1.2,в). б ТЗА ТТЛ Г I \ к ТНА 1—£>—' а) f Z 1 Z. 5) L^J ТЗА гЦ^1 п i i 9 -l-fil 9) Рис. 1.2. Одноконтурные (с, б) и двухконтурные (в) ЯЭУ для потребителя механической энергии: / — ядерный реактор; 2 —турбина; 3 — конденсатор; 4 — циркулятор; 5 — бак; 5 —соп- ло; 7 — парогенератор; 8, 9 — циркуляторы первого и второго контуров 20
Парогенератор обогревается теплоносителем первого контура аналогично" ранее рассмотренным установкам для потребите- лей тепловой энергии. В одноконтурных газотурбинных установках (ГТУ) и во втором контуре двухконтурных ГТУ в качестве рабочего тела используются неконденсирующиеся газы, например гелий. Принципиальные схемы аналогичны схемам с паротурбинным циклом, но оборудование рассчитано для работы на газе. В состав ТЗА входит газовая турбина, вместо конденсатора используется концевой холодильник, роль циркулятора играет компрессор и вместо парогенератора в двухконтурной схеме должен быть использован теплообменник для нагрева газа. К установкам второй группы относятся также ядерные ра- кетные двигатели с реактивным движителем (рис. 1.2,6). Ра- бочее тело из бака с помощью циркулятора подается в ядер- ный реактор, где оно газифицируется и 'нагревается до значи- тельных температур (2500—3000 К). По выходе из реактора рабочее тело расширяется в сверхзвуковом сопле, при этом тепловая энергия преобразуется в кинетическую энергию пото- ка. Поток покидает сопло, образуя тягу ракеты. Для привода циркулятора используется часть рабочего тела, которая после реактора направляется в специальную приводную турбину. В установках третьей группы тепловая энергия в конечном итоге превращается в электрическую. Их можно разделить на установки: с термоэмиссионными преобразователями (ТЭП), с термоэлектрическим генератором (ТЭГ), с магнитно-гидро- динамическим (МГД) генератором, с электрическим генерато- ром машинного типа. В установке с ТЭП тепловая энергия реактора используется для обогрева катода. ТЭП может быть как выносным (рис. 1.3,а), так и встроенным в ядерный реактор. В последнем случае говорят о реакторах-генераторах. Использование реак- торов-генераторов— одно из перспективных направлений ядер- ной энергетики, особенно космической. Однако в настоящее время у них недостаточен ресурс работы и относительно неве- лик КПД (около 10—15%). В установках с ТЭГ тепловая энергия реактора использует- ся для нагрева горячих спаев разнородных электродов (рис. 1.3,6). В цепи, содержащей горячие и холодные спаи раз- нородных проводников, возникает электрический ток, который отдается потребителю. Так же как и ТЭП, ТЭГ может быть вы- носным или встроенным в реактор. Основная область примене- ния ТЭГ — космические установки малой мощности (достигну- тый КПД не превышает 3%). В установках с МГД-генерато- ром используется явление возбуждения электрического тока при движении проводника в магнитном поле, при этом роль проводника играет нагретый в реакторе до высоких темпера- 21
£U л^ a) Холодный 3 ££±/ т теплоноси- ■ И J • . J") "* /77e./7b v-^ 6) Рис. 1.3. Одноконтурные ЯЭУ с ТЭП (а), ТЭГ (б), МГД-преобразователем (в), машинным электрогенератором с паровой (г) и газовой (д) турбиной и двухконтурная ЯЭУ с машинным электрогенератором с паровой турби- ной (е): / — ядерный реактор; 2 — ТЭП; 3 — циркулятор; 4 — горячий спай; 5 — ТЭГ; 6 — холод- ный спай; 7 — ионизирующие добавки; 5 — МГД-генератор; 9 — турбина; 10 — электро- генератор; 11— конденсатор; 12 — компрессор (циркулятор); 13 — концевой холодиль- ник; 14 — регенеративный теплообменник; 15, 17 — циркуляторы первого и второго кон- туров; 16 — парогенератор тур поток ионизированного газа. В реакторе (рис. 1.3,в) газ нагревается до температуры ~3000 К, в рабочее тело вводят- ся ионизирующие добавки для увеличения степени ионизации. По выходе из МГД-генератора газ циркулятором возвращает- ся в реактор. До настоящего времени вопрос о промышленном использовании установок с МГД-генератором нельзя считать решенным. Главные их недостатки — сравнительно небольшой КПД (~10%) и громоздкость оборудования. Основной путь получения электроэнергии в ЯЭУ — исполь- зование электрических генераторов машинного типа с механи- ческим приводом от паровой, реже от газовой турбины. Тепловая энергия теплоносителя в проточной части паро- вой турбины при его расширении преобразуется в механиче- скую (кинетическую) энергию потока пара, которая использу- ется для вращения ротора турбины электрогенератора. Отра- ботанный пар за турбиной конденсируется и возвращается в виде питательной воды в реактор (одноконтурная схема, рис. 1.3,г) или в парогенератор (двухконтурная схема, рис. 1.3,е). В одноконтурной газотурбинной установке (рис. 1.3,<Э) газ (гелий, углекислый газ и т. п.) нагревается в реакторе и на- правляется в газовую турбину, где при его расширении высво- бождается механическая энергия, передаваемая на ротор тур- бины. По выходе из турбины газ охлаждается в регенератив- 22
ном теплообменнике и концевом холодильнике и поступает в компрессор, где сжимается до заданного давления. После компрессора газ, проходя через регенеративный теплообменник, подогревается за счет охлаждения газа, выходящего из турби- ны, и поступает на нагрев в активную зону реактора. Механи- ческая энергия вращения ротора газовой турбины использует- ся частично на привод компрессора, а в основном идет на при- вод электрического генератора. В реальных установках привод компрессора и генератора часто осуществляется от разных турбин. Рассмотренная принципиальная схема относится к ГТУ замкнутого цикла. В традиционной энергетике наиболее рас- пространен разомкнутый цикл с использованием продуктов сго- рания топлива в воздухе в качестве рабочего тела. При этом отработанный газ после турбины сбрасывается в атмосферу и из атмосферы же засасывается свежий воздух в компрессор. В одноконтурных ЯЭУ разомкнутый цикл неприемлем по ус- ловиям радиационной безопасности. В многоконтурных уста- новках газ нагревается в промежуточном теплообменнике, по- этому может быть использован и разомкнутый цикл. ГТУ становятся конкурентоспособными с паротурбинными установками при использовании газа с температурой перед тур- биной более 1100 К. Такие температуры в энергетических ядер- ных реакторах еще только осваиваются. Все рассмотренные типы установок включают в себя ядер- ный реактор — источник энергии, теплообменное оборудование для передачи теплоты от одного теплоносителя к другому или внешнему потребителю, связывающие коммуникации (трубо- проводы) и машинное оборудование различного назначения (циркуляторы — машины-орудия для сообщения энергии теп- лоносителю или рабочему телу и машины-двигатели для пре- образования тепловой энергии рабочей среды в механиче- скую) . Условия работы установок и требования к ним существенно различаются в зависимости от назначения. Так, для стационар- ных ЯЭУ главными требованиями являются надежность и вы- сокая экономичность при длительной эксплуатации (расчетный срок службы 30 лет). Для судовых установок, кроме указан- ных требований, существенными становятся массогабаритные соотношения оборудования и обеспечение безопасной работы оборудования в ограниченных объемах судна. Расчетный срок ^эксплуатации может быть сокращен, появляется требование высокой маневренности установки. Для космических ЯЭУ при .сохранении требования надежности и экономичности появля- ется еще более жесткие требования к массогабаритным соот- ношениям при относительно небольшом ресурсе работы, а так- же к устойчивости при больших механических нагрузках. Ни- 23
же более подробно остановимся на необходимом составе и ус- ловиях работы основного оборудования стационарных, судо- вых и космических ЯЭУ. 1.2. СТАЦИОНАРНЫЕ ЯЭУ Стационарные ЯЭУ применяются в основном на АЭС, где широко используются реакторы ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 с элек- трической мощностью блока 400 и 1000 МВт соответственно (Нововоронежская, Кольская, Ровенская, Балаковская АЭС и др.)- На ряде АЭС (Ленинградской, Курской, Смоленской) в промышленной эксплуатации находятся канальные реакторы РБМК-Ю00 электрической мощностью 1000 МВт, а на Игна- линской АЭС — РБМК-1500 мощностью 1500 МВт. Длительная эксплуатация реактора на быстрых нейтронах БН-350 с экви- валентной электрической мощностью 350 МВт (г. Шевченко) и освоение реактора мощностью 600 МВт (БН-600 на Белояр- ской АЭС) создают предпосылки широкого внедрения реакто- ров подобного типа. Рассмотрим необходимый состав и условия работы тепло- силового оборудования стационарных ЯЭУ на примерах уста- новок с ВВЭР-1000, РБМК-2400 (проект) и БН-600. На рис. 1.4 представлена упрощенная тепловая схема с реактором ВВЭР-1000. Первый контур состоит из реактора 1 и четырех петель (на рисунке изображена одна петля), каждая из которых включа- ет парогенератор 8, главный циркуляционный ндсос (ГЦН) 7, главные запорные задвижки 6 и главные циркуляционные тру- бопроводы. Устройство нескольких параллельных петель ис- ключает необходимость резервирования оборудования, в част- ности циркуляционных насосов. Число параллельных петель определяется максимально достижимой мощностью отдельных элементов оборудования. Вода в реактор доступает при давле- нии 16,6 МПа с температурой 562 К. В активной зоне реакто- ра она нагревается до 595 К и направляется в парогенератор, где охлаждается, отдавая теплоту теплоносителю второго кон- тура. Из парогенератора вода главным циркуляционным насо- сом возвращается в реактор. Между реактором и парогенера- тором установлены главные запорные задвижки, позволяющие отключить от реактора любую петлю. В других вариантах ЯЭУ с реактором ВВЭР-1000 главные запорные задвижки отсутствуют и парогенераторы трубопро- водами подключены непосредственно к реактору. По мнению разработчиков, исключение из схемы достаточно сложных эле- ментов, например главных задвижек на трубопроводах боль- шого диаметра — 850 мм (наличие перемещающихся деталей, уплотнений, привода), которые являются потенциальными ис- 24
25
точниками отказов, должно привести к повышению общей на- дежности установки. ГЦН установлены на отключаемой части «холодного» тру- бопровода. Передача теплоты в парогенераторе происходит без фазовых превращений теплоносителя первого контура. Вски- пание теплоносителя предотвращается высоким давлением в контуре. Для создания необходимого давления требуется спе- циальный внешний источник, которым является паровой ком- пенсатор давления (ПКД) 2. Он служит для компенсации из- менения объема теплоносителя .при нагревании его в контуре и создания начального давления. Вода в ПКД нагревается электронагревателями 5 и частич- но испаряется, что и приводит к повышению давления. ПКД соединен с «горячим» трубопроводом на его неотключаемой стороне. Для предотвращения повышения давления сверх до- пустимого в паровое пространство ПКД впрыскивается тепло- носитель из холодной ветви трубопровода. Если при впрыске холодного теплоносителя повышение давления не прекраща- ется, то срабатывает предохранительный клапан 3, выход ко- торого соединен с барботером 49. Температура воды в барботе- ре поддерживается ~333 К для конденсации пара из ПКД. Если давление в барботере в свою очередь превышает допу- стимое, срабатывает предохранительный клапан 4 на барбо- тере и среда первого контура выбрасывается в помещение. Вероятность последнего незначительна. Вода первого контура при работе» реактора приобретает высокую наведенную радиоактивность даже без нарушения плотности оболочек твэлов, так как в воде практически всегда присутствуют примеси, которые активируются в активной зоне (например, продукты коррозии, соли и т. п.). Оборудование первого контура становится источником ионизирующего излу- чения, и поэтому его размещают в необслуживаемых помеще- ниях. Следовательно, конструкция оборудования должна обес- печить его длительную работу (например, в течение года) без обслуживания и прямого контроля со стороны персонала. Это требование принципиально новое по сравнению с требования- ми к традиционным энергоустановкам на органическом топ- ливе. Вследствие высокой радиоактивности теплоносителя требу- ется сведение к минимуму или полное исключение его утечки. На АЭС первого поколения (ВВЭР-440 и АМБ) широко ис- пользуются полностью герметизированные насосы, в которых собственно насос и электродвигатель выполнены в виде моно- блока в общем корпусе, так что исключается выход вала через неподвижный корпус и тем самым полностью исключается утечка теплоносителя. Однако такие насосы имеют чрезвычай- но сложную конструкцию, характеризуются низкой экономич- 26
ностью, а максимальная мощность их ограничена (до 2000 кВт). Последнее обстоятельство в значительной мере определило выбор шести параллельных петель в ЯЭУ с реактором ВВЭР-440. В рассматриваемых блоках с ВВЭР-ЮОО используется обо- рудование (насосы, арматура) с ограниченными контролируе- мыми утечками и подачей чистых буферных сред в месте вы- хода вала или штока из неподвижного корпуса. Мощность од- ного насоса составляет 5500 кВт при подаче воды 5,5 м3/с, что и позволило сократить число петель до четырех несмотря на увеличение мощности реактора более чем в 2 раза. Гидравли- ческое сопротивление первого контура равно 0,7 МПа. Для предотвращения накопления примесей в теплоносителе первого контура часть его. (так называемая продувка) с рас- ходом до 22 кг/с с напорной стороны ГЦН отводится для очи- стки в фильтрах 41. Перед фильтрами продувочная вода ох- лаждается до температуры 318 К (по условиям работы ионо- обменных смол фильтров). Охлаждение происходит за счет нагрева очищенной воды в регенеративном теплообменнике 42, которая после фильтров возвращается в контур на всасываю- щую сторону ГЦН. Окончательное охлаждение продувочной воды происходит технической водой в холодильнике 43. Компенсация потерь теплоносителя первого контура, а так- же первичное заполнение контура производятся подпиточны- ми насосами 40 из специальной системы приготовления чисто- го конденсата. Параллельно устанавливается не менее двух центробежных или трех поршневых насосов. Все современные ЯЭУ снабжены системами аварийного охлаждения активной зоны реактора (САОЗ), которые обеспе- чивают отвод теплоты из активной зоны в случае аварии с по- терей теплоносителя из циркуляционного контура. САОЗ реак- тора ВВЭР-ЮОО включает в себя насосы низкого (ННД) 46 и высокого (НВД) 47 давления, гидроаккумуляторы 48, в кото- рых вода находится под давлением азота, и баки запаса воды и раствора борной кислоты 44 и 45. Когда потеря теплоносите ля происходит с небольшой скоростью, включаются НВД. При большой разгерметизации, вплоть до полного мгновенного об- рыва циркуляционного трубопровода (диаметр трубопровода в ВВЭР-ЮОО составляет 850 мм), вначале вода подается из гидроаккумулятора, затем включаются НВД и, если их подачи не хватает для поддержания давления в контуре, в работу вступают ННД. Энергетически связь первого и второго контуров осущест- вляется через ПГ. Из ПГ пар направляется на турбину 11. Давление пара на выходе из ПГ 6,3 МПа, температура 551 К, влажность — менее 0,1%. Таким образом, в отличие от тради- ционных энергоустановок на органическом топливе турбины 27
существующих ЯЭУ с водо-водяными реакторами под давле- нием работают на насыщенном паре. Уже в первых ступенях турбины процесс расширения происходит в области влажного пара. Возникает опасность эрозионного износа проточной ча- сти турбины, уменьшается КПД. По сравнению с перегретым паром располагаемая энергия 1 кг влажного лара меньше, а следовательно, для получения той же мощности требуется больший расход пара. Все это свидетельствует о том, что для рассматриваемого типа энергоустановок необходимы специ- альные турбины, обеспечивающие надежную и экономичную работу в условиях повышенной влажности и больших удельных расходов пара. Такие турбины созданы и успешно работают на АЭС. Рассматриваемый блок на 1000 МВт включает в себя од- ну турбину К-1000—60/1500 мощностью 1000 МВт. (Первый отечественный блок ВВЭР-1000 на Нововоронежской АЭС име- ет две турбины по 500 МВт.) Давление свежего пара перед турбиной составляет 5,88 МПа. Расход пара на турбину 1780 кг/с. Частота вращения ротора турбины 25 с-1 (1500 об/мин). В других вариантах установок используют турбины с часто- той вращения ротора 50 с-1 (3000 об/мин). Проточная часть турбины разделена на цилиндр высокого давления (ЦВД), цилиндр среднего давления (ЦСД) и часть низкого давления из трех включенных параллельно цилиндров низкого давления ЦНД1, ЦНД2, ЦНДЗ. Разработаны турбины подобной мощности без ЦСД (К-1000-60/1500-2). По условиям работоспособности и экономичности влаж- ность пара в проточной части турбины не должна превышать некоторого предельного значения (оно зависит от линейной скорости вращения лопаток турбины и обычно составляет 12— 14%). Поэтому после ЦВД пар отводится в сепаратор 9, где из него выделяется вода, которая затем направляется в систе- му регенеративного подогрева питательной воды. Одной сту- пени сепарации при используемых параметрах пара оказыва- ется недостаточно для того, чтобы во всех ступенях ЦНД влажность не превышала допустимую. Поэтому после сепара- тора пар перегревается в поверхностном промежуточном паро- перегревателе (ПП) 10 за счет отбора части острого пара и отбора пара из ЦВД. Конденсат греющего пара сливается в регенеративные подогреватели. Из ПП перегретый пар при 1,12 МПа и 523 К поступает в ЦСД, ЦНД и затем после рас- ширения— в конденсаторы 12. Конечная влажность за турби- ной 14%. Расчетное давление в конденсаторе составляет 3,9 кПа (в других вариантах 5,8 кПа), т. е, конденсатор работает в ус- ловиях достаточно глубокого вакуума. Давление в нем поддер- живается за счет конденсации пара. Теплота при конденсации 28
отбирается технической водой, охлаждающей теплообменную поверхность конденсатора. Циркулирующая охлаждающая во- да охлаждается в специальных сооружениях — градирнях, в бассейнах охлаждающей воды или берется из природного водоема (на схеме не показаны), ,а для ее циркуляции исполь- зуются циркуляционные насосы охлаждающей воды 13. Не- конденсирующиеся газы из конденсатора отсасываются паро- выми эжекторами 17. Вода из конденсатора конденсатным на- сосом первой ступени 14 и конденсатным насосом второй сту- пени 22 через конденсаторы 19, 20 эжекторов 17, 18, конденса- тоочистку 21 и подогреватели низкого давления (ПНД) (на схеме подогреватели 24—27) подается в деаэратор 29 — уст- ройство для термической дегазации воды за счет уменьшения растворимости газов при нагревании воды до температуры на- сыщения и поддержания парциального давления пара близ- ким к давлению в деаэраторе. Давление в деаэраторе 0,69 МПа. Нагрев воды в нем до ~433 К происходит в результате сме- шения с паром, который отбирается из турбины. Подача конденсатных насосов примерно равна расходу на выхлопе турбины, работают эти насосы при невысокой темпе- ратуре (300—315 К) и создают небольшие напоры, необходи- мые для повышения давления от давления в конденсаторе до давления в деаэраторе и преодоления гидравлического сопро- тивления магистрали ПНД. На выходе из насоса установлен обратный клапан 15 для предотвращения обратного движения среды при выключении конденсатных насосов. На входе и выходе конденсатных насосов установлены запорные задвиж- ки 16. ПНД служат для подогрева воды до температуры, не- сколько меньшей температуры в деаэраторе. Для этого из тур- бины в процессе расширения отбирается часть пара и направ- ляется в соответствующие ПНД. Нумерация отборов I—VII происходит по ходу пара. Пар из отборов конденсируется, на- гревая воду магистрали. Вода после ковденсатных насосов на- зывается питательной. Нумерация подогревателей происходит по ходу питательной воды. Конденсат из ПНД4 сливается в ПНДЗ, а из ПНДЗ дренажным насосом 28 подается в ос- новную магистраль питательной воды. Аналогичным образом включены ПНД2 и ПНД1. Кроме того, из ПНД1 конденсат че- рез гидрозатвор 23 может сливаться в главные конденсаторы. Нагретая и деаэрированная вода из деаэратора поступает в бак питательной воды (БПВ) 30. Из БПВ вода питательными насосами 32 через систему по- догревателей высокого давления ПВД (на схеме подогревате- ли 37—39), в которых она нагревается до 493 К, подается в ПГ. Нагрев воды в ПВД происходит за счет соответствующих отборов пара из турбины. Регенеративный подогрев питатель- ной воды приводит к повышению КПД цикла. Нумерация ПВД 29
продолжает нумерацию ПНД. ПВД7 и ПВД6 по конденсату включены последовательно (каскадное включение). Из ПВД6 и ПВД5 за счет разницы давлений конденсат сливается в де- аэратор. Переключением соответствующих задвижек можно изменить схему слива конденсата (из ПВД6 в ПВД5 и далее в ПНД4). Для подачи питательной воды из БПВ в парогене- ратор используется питательный насос с приводом от конден- сационной турбины 33, с отдельным конденсатором 34 и кон- денсатным насосом 35. Главному питательному насосу пред- включен бустерный насос 31 с приводом от той же турбины, но через понижающий редуктор (на схеме не показан). Соз- даваемый бустерным насосом напор обеспечивает бескавита- ционную работу главного насоса в рабочем диапазоне подач. Питательные насосы обеспечивают повышение давления от 0,685 МПа в деаэраторе до 6,4 МПа в парогенераторе и прео- доление гидравлического сопротивления. Максимальное давле- ние на выходе насоса составляет 10 МПа. Параллельно может быть установлено несколько питательных насосов. Для блоков большой мощности (500 МВт и более) разрешается установка одного насосного агрегата без резервирования. В рассматриваемом случае используются два питательных насоса с подачей по 1040 кг/с, мощность насоса 9200 кВт. Именно большая единичная мощность определила использова- ние турбопривода. Мощность бустерного насоса 2400 кВт. По сравнению с максимальной паропроизводительностью пита- тельные насосы обеспечивают запас по подаче около 17%. На турбопривод пар отбирается за промежуточным пароперегре- вателем. При нагрузках на главной турбине менее 30% пода- ча пара к турбине привода питательного насоса осуществляет- ся через быстродействующую редукционную установку БРУ-ТН. На случай аварии с потерей подачи питательной воды в ПГ предусмотрена установка трех аварийных питательных насосов АПН 36, включенных параллельно главным питательным на- сосам и тракту ПВД. Согласно правилам устройства и без- опасной эксплуатации (см. литературу) должно быть установ- лено не менее двух аварийных питательных насосов с электри- ческим приводом. На выходе питательных насосов обязатель- на установка обратных клапанов, так как оборудование до питательных насосов рассчитано на значительно более низкое давление, чем за ними. Подогреватели за питательными насо- сами называются ПВД именно потому, что работают на пита- тельной воде высокого давления. До и после питательных на- сосов устанавливаются запорные задвижки. На линиях отборов включена соответствующая арматура— обратные клапаны и запорные задвижки. На главном паропроводе, баке питательной воды, сепарато- 30
ре установлены предохранительные клапаны со сбросом в ат- мосферу. Параллельно турбине включены быстродействующие редук- ционные установки БРУ-К и БРУ-Д для сброса пара помимо турбины соответственно в главные конденсаторы и в деаэра- тор при внезапном выключении турбины и при пусках и оста- новках ЯЭУ, когда количество и качество пара не обеспечи- вают поддержание устойчивой частоты вращения холостого хо- да. КПД блока ВВЭР-1000 равен 33%. Все оборудование второго контура в нормальных условиях работает на чистой, нерадиоактивной, рабочей среде. В этом смысле условия его работы не отличаются от условий работы оборудования традиционных установок на органическом топли- ве. Отличие заключается в рабочих параметрах (относительно невысокое давление, отсутствие перегрева рабочей среды). Радиоактивность в рабочей среде может появиться при нару- шении плотности (аварийная ситуация) теплопередающей по- верхности, работающей в условиях значительных перепадов давлений (в данном случае ~ 10 МПа) и температур до 100 К. Рассмотренная установка содержит все основные элементы двухконтурной ЯЭУ с ВВЭР. Освоенные в отечественной энер- гетике в 70-х годах блоки ВВЭР-440 единичной электрической мощностью 440 МВт имеют пониженные по сравнению с ВВЭР-1000 параметры теплоносителя в первом и втором кон- турах (давление в первом контуре 13 МПа, температура на входе и выходе реактора соответственно 543 и 573 К, давление насыщенного пара перед турбиной 4,3 МПа). КПД блока ВВЭР-440 равен 32%. Главное отличие в составе оборудова- ния от рассмотренного заключается в использовании полностью герметичных ГЦН, питательных насосов с электроприводом и в отсутствии конденсатоочистки. КПД блока, как показано ниже, не является единственным критерием экономичности ЯЭУ, но его повышение служит важ- ным фактором в повышении эффективности ЯЭУ. Для увели- чения КПД паротурбинного блока необходимо повышать на- чальные параметры пара и использовать на входе в турбину перегретый пар. Впервые в мире перегрев пара в ядерном ре- акторе (ядерный перегрев) был реализован на канальных реак- торах АМБ мощностью 100 и 200 МВт на Белоярской АЭС (7\> = 783 К, ро= Ю МПа, г) = 37%). В используемых в настоя- щее время одноконтурных установках с канальными кипящи- ми реакторами типа РБМК-Ю00 производится насыщенный пар (р0^6,3 МПа), и по КПД эти установки в сравнении с двухконтурными установками ВВЭР-1000 преимуществ не имеют. 31
00 to Рис. 1.5. Схема ЯЭУ с реактором РБМКП-2400
Один из вариантов упрощенной схемы ЯЭУ с РБМКП-2400 показан на рис. 1.5. Установка включает в себя канальный ре- актор тепловой мощностью 6500 МВт и две паровые турбины электрической мощностью по 1200 МВт (на рисунке показана одна турбина). Турбины такой мощности, но на сверхкритиче- ские параметры (р0 = 24 МПа, Г0 = 833 К) осваиваются в тра- диционной энергетике, а на их базе разработаны турбины для ЯЭУ на пониженные параметры пара. В испарительных каналах (ИК) 1 реактора 2 вода частич- но испаряется. Пароводяная смесь поступает в сепараторы 45, где при давлении 8,35 МПа пар отделяется. Отсепарированная вода смешивается с частью потока питательной воды от пита- тельных насосов и главными циркуляционными насосами 44 возвращается на вход ИК (другая часть питательной воды по- дается непосредственно на вход ИК), а осушенный пар влаж- ностью менее 0,1% по паропроводам с обратными клапанами 5 поступает в пароперегревательные каналы 3, где и перегрева- ется до температуры 723 К. На выходе ГЦН установлены за- порные задвижки 17 и обратный клапан 18. На входе в каж- дый испарительный и перегревательный каналы установлены запсЬрно-регужирующие клапаны 42. ИК, сепараторы, ГЦН и трубопроводы с арматурой образуют контур многократной при- нудительной циркуляции (МПЦ). Перегретый пар поступает в ЦВД турбины, вращающей электрогенератор 7. Параметры пара здесь выше, чем в турбинах, работающих насыщенным паром, но ниже, чем в турбинах установок на органическом топливе на подобную мощность. Использование перегрева пара облегчило работу первых ступеней турбины, уменьшило удельный расход пара, позво- лило исключить из схемы промежуточный сепаратор [ограни- читься промежуточными перегревателями (ПП) 6, в качестве греющей среды в которых используется насыщенный пар после сепаратора реактора]. После сепараторов дренаж собирается в баке 24 и подается в питательную магистраль насосом 23. Пар из ПП поступает в ЦНД, расширяется до рк~5 кПа и направляется в главные конденсаторы. Таким образом, па- ровая турбина и конденсатор в данном случае, как и во всех одноконтурных ЯЭУ, работают радиоактивным паром. Далее схема в основном аналогична рассмотренной ранее, но имеются и существенные отличия. За конденсатором после- довательно установлены два конденсатных насоса КН1 9 и КН2 16, между которыми включена конденсатоочистка 10 — устройство для удаления примесей из конденсата, и паровые эжекторы И, в которые отсасывается паровоздушная смесь из конденсаторов 8 и из уплотнений и деаэратора 12. Такое реше- ние принимается практически во всех установках при работе турбины радиоактивным паром. После очистки среда нерадио- 3—7000 33
активна. Перед конденсатными насосами включены запорные задвижки. После КН2 включена вторая ступень конденсато- очистки 20. Это позволяет дренаж из ПНДЗ подать насосом 32 непосредственно в главную магистраль без загрязнения тракта деаэратора и питательных насосов. В схеме применены ПНД 13, 14, 19, 21, 22, после которых вода поступает в деаэратор 26 (давление в нем 6,85 МПа), а оттуда питательными насосами возвращается в контур МПЦ, причем питательные насосы 28 и 29 имеют как паровой, так и электрический привод. Вспомо- гательная паровая турбина 27 для привода питательного тур- бонасоса питается из отборов главной турбины или через бы- стродействующую редукционную установку БРУ-ТН из маги- страли острого пара. Турбонасос имеет свой конденсатор 30 и конденсатный насос 31, который направляет конденсат в бас- сейн-барботер 39. Другая особенность, характерная для одно- контурных ЯЭУ при работе радиоактивным паром,— наличие испарителя 25, в котором получают чистый пар и направляют его на уплотнения турбины для предотвращения утечки радио- активного пара в помещение. Как и на рис. 1.4, параллельно турбине включены БРУ, причем пар после БРУ-К сбрасывается в главные конденсато- ры турбины 8, а после БРУ-Б— через вспомогательный конден- сатор 43 в бассейн-барботер 39. На главном паропроводе пере- гретого пара и на деаэраторе установлены предохранительные клапаны 4, радиоактивный пар из них сбрасывается в бассейн- барботер, где конденсируется при барботаже через холодную воду. В схеме предусмотрена система пуска и расхолаживания реактора. Насосы пуска 33 или расхолаживания 37 осущест- вляют циркуляцию воды из бассейна-барботера через испари- тельные и перегревательные каналы и линию БРУ-Б. В схеме установки предусмотрена продувка контура МПЦ через филь- тры 41 и регенеративный теплообменник 40. До образования уровня в сепараторе циркуляция идет через байпас БРУ-Б. В систему пуска — расхолаживания вода из бака-барботе- ра подается насосом 38 через теплообменник 36. Часть цирку- лирующей воды проходит через фильтры 34, куда подается на- сосом 35. Для повышения надежности охлаждения пароперегрева- тельных каналов (ППК), например при остановке ГЦН или разрыве питающих трубопроводов, питательная вода через от- ключаемые перемычки может быть подана непосредственно на вход ППК. Высокие параметры пара могут быть получены в установ- ках с реакторами, охлаждаемыми жидкими металлами. На рис. 1.6 показана принципиальная схема ЯЭУ с реактором БН-600. Установка выполнена по трехконтурной схеме. В пер- вом и втором контурах теплоносителем является натрий, 34
Рис. 1.6. Схема трехконтурной ЯЭУ с реактором БН-600
а в третьем — вода — пар. Особенность рассматриваемой схе- мы — интегральная компоновка первого контура, когда все ос- новное оборудование размещено в общем баке 9 под уровнем жидкого натрия. Пространство над уровнем заполнено инерт- ным газом (аргоном) с давлением 0,3—0,4 МПа. Таким обра- зом, бак реактора одновременно является и компенсатором давления. Нагретый в активной зоне (A3) 8 натрий направляется в верхнюю часть промежуточного теплообменника 10 и после охлаждения поступает в нижнюю часть бака Ь. Далее натрий а забирается циркуляционным насосом первого контура 7 и по- дается в активную зону. Насос размещен под уровнем натрия, а электрический привод 6, как и органы управления реакто- ром, вынесен за крышку бака. В составе первого контура параллельно включены три циркуляционных насоса и шесть промежуточных теплообменников. На выходе каждого насоса установлен обратный клапан. В состав первого контура входят также быстродействующее сбросное устройство 5, бак с нат- рием 2, подпиточный насос 3, арматура — задвижка 4 и систе- ма очищенного инертного газа 1. Одна из особенностей натрия как теплоносителя — его высокая температура кипения при ат- мосферном давлении (rs=1256 К), поэтому для получения высоких температур в контуре не требуется повышения давле- ния. Температура натрия на входе в активную зону 653 К, а на выходе 823 К. Расход натрия в первом контуре 6700 кг/с. Оборудование первого контура работает в условиях облучения ионизирующими излучениями высокой интенсивности как со стороны активной зоны, так и со стороны теплоносителя. Второй контур имеет три параллельные петли, каждая из которых включает в себя два промежуточных теплообменника 10, парогенератор 12—14, циркуляционный насос 48, компен- саторы давления 46, запорные задвижки 4, обратные клапаны, сбросные устройства 15, подпиточный насос 11, баки натрия 16, фильтры натрия промежуточного контура 47. Расход нат- рия в одной петле второго контура 1920 кг/с. Давление натрия во втором контуре выбрано несколько выше, чем в первом, и составляет в газовой полости компенсаторов давления, запол- ненной аргоном, ~ 1 МПа, благодаря чему исключается попа- дание в промежуточный контур радиоактивного натрия при разуплотнении промежуточного теплообменника. Парогенератор включает в себя испаритель 13, паропере- греватель 12 и промежуточный пароперегреватель 14, причем первичный и промежуточный пароперегреватели по греющей среде включены параллельно и обогреваются натрием второго контура. Температура натрия на входе в ПГ равна 793 К, а на выходе 593 К. Промежуточный перегрев горячим тепло- носителем приводит не только к снижению конечной влажно- 36
сти, как при перегреве острым паром в ранее рассмотренных схемах, но и к существенному повышению КПД цикла. Обору- дование второго контура, за исключением парогенератора, ра- ботает на нерадиоактивных средах. Каждая петля второго контура через парогенератор свя- зана с петлей третьего контура. Параметры пара на выходе из парогенератора: 778 К, давление 13,7 МПа. Благодаря вы- соким параметрам пара в установке оказалось возможным при- менить стандартные турбины К-200-130 электрической мощно- стью 200 МВт, используемые и на ТЭС. Перегретый пар из парогенератора поступает в ЦВД тур- бины 18, вращающей электрогенератор 19, расширяется до 2,5 МПа и направляется в промежуточный пароперегреватель, где перегревается до температуры 778 К. Далее пар посту- пает в ЦСД и ЦНД, а затем в конденсаторы 20. Давление отработавшего пара 3,5 кПа. Турбина имеет два отбора в ЦВД, четыре отбора в ЦСД и один в ЦНД. В схему включены четыре ПНД 31, 34—36 и три ПВД 42—44, два по- следовательных конденсатных насоса 21 и 25 подают конден- сат в деаэратор 37. Между конденсатными насосами включена конденсатоочистка 24. Кроме того, в тракт ПНД включены обратные клапаны 22, 26, запорные задвижки 23, 27, эжекто- ры 32, отсасывающие паровоздушную смесь из конденсаторов, деаэратора и уплотнений 33, 30. Дренаж из первого эжектора 32 сливается через гидрозатвор 29, отключаемый задвижкой 28. Параллельно с главным питательным насосом 41 и ПВД включен питательный насос системы расхолаживания 45. По- мимо турбины пар может быть сброшен через быстродейству- ющую редукционно-охладительную установку БРОУ-К в кон- денсатор или через редукционно-охладительную установку БРОУ-Д в отдельный конденсатор 38. Далее конденсат насо- сом 39 направляется р деаэратор 37 и бак питательной^ воды 40. На трубопроводах установлены обратные клапаны, запор- ные задвижки и предохранительные клапаны 17. Рассмотрен- ная схема третьего контура типична для паротурбинных уста- новок, работающих чистым перегретым паром. Особенность парогенератора состоит в том, что в отличие от установок с ВВЭР давление нагреваемой среды значительно превышает давление греющей среды (жидкого натрия). Состав оборудования газотурбинных установок (ГТУ) прин- ципиально не отличается от рассмотренного, но при газовом охлаждении реактора появляется циркулятор газа вместо цир- куляционного насоса, а в схеме собственно ГТУ — компрес- сор вместо питательного насоса и теплообменники без изме- нения агрегатного состояния среды вместо парогенератора и конденсатора. В одноконтурной замкнутой ГТУ, предназначен- ной для АЭС на гелии электрической мощностью 1000 МВт 37
Рис. 1.7. Схема газотурбинной ЯЭУ: / — реактор; 2 — газовая турбина; 3 — компрессор высокого давления; 4, 9 — охладители; 5 — компрессор низ- кого давления; 6 — электрогенератор; 7 — градирня; 8 — насос; 10 — регене- ративный теплообменник 8 (рис. 1.7), газ, нагретый в реакторе / до температуры 1123 К, при давлении 6,0 МПа поступает на газовую турбину 2, где расширяется до параметров 2,07 МПа, 760 К. Расход газа 1258 кг/с. После турбины газ охлаждается в регенераторе 10, отдавая теплоту газу, направляемому в реактор. Далее газ охлаждается в первичном охладителе 9 до температуры 303 К, сжимается в компрессоре низкого давления 5 до 3,5 МПа, вновь охлаждается во вторичном охладителе 4 до 303 К и сжи- мается в компрессоре высокого давления 3 до 6,43 МПа, тем- пература газа 400 К. Далее газ нагревается в регенераторе до 728 К и направляется в реактор. В охладителях тепло отбира- ется циркулирующей водой, которая нагревается от 298 до 358 К и циркуляционными насосами охлаждающей воды 8 по- дается на охлаждение в сухую градирню 7, КПД установки ~35%. Для его повышения необходимо существенно поднять максимальную температуру газа (до 1300—1500 К). Таким об- разом, при создании ядерных ГТУ предполагается достичь значительно более высоких температур, чем в паротурбинных установках. Оборудование на такие температуры (ядерные ре- акторы, газовые турбины и т. д.) к настоящему времени не ос- воено. При разработке крупных ЯЭУ с газоохлаждаемыми реакторами, по зарубежным данным, конструкторы ориентиру- ются на применение паротурбинного цикла во втором контуре. Другое важное направление использования ЯЭУ — тепло- снабжение. В настоящее время сооружаются первые крупные ACT в Горьком и Воронеже. На рис. 1.8 показана принципи- альная схема АСТ-500. Установка тепловой мощностью 500 МВт выполнена по трехконтурной схеме и включает в себя первый контур — реакторный, второй — промежуточный и тре- тий — сетевой. Теплоносителем во всех контурах является во- да. Первый контур имеет интегральную компоновку, и все ос- новное оборудование заключено в двухстенном (основном и страховочном) корпусе 8. В нижней части корпуса реактора размещена активная зона 9, над ней устроен тяговый участок, а на периферии верхней части реактора находятся промежу- точные теплообменники 10, в которых теплота от теплоносите- ля первого контура передается во второй контур. Первый кон- тур циркуляции образован активной зоной и тяговым участ- 38
Рис. 1.8. Схема ACT ком — подъемная часть, промежуточным теплообменником и расположенным под ним кольцевым зазором между корпусом и активной зоной — опускная часть. Особенность рассматрива- емого контура — отсутствие ГЦН. Циркуляция осуществляется за счет разной плотности теплоносителя в подъемном и опуск- ном участках — естественная циркуляция. Исключение из со- става оборудования механического циркулятора повышает на- дежность установки, так как насосы являются сложными ме- ханическими устройствами, таящими в себе потенциальную возможность отказов. Однако система с естественной цирку- ляцией требует существенного снижения энергонапряженности в активной зоне по сравнению с принудительной циркуляцией теплоносителя. Давление в первом контуре составляет 1,6— 2 МПа, во втором контуре—1,2 МПа, а в третьем—1,6 МПа. Давление в промежуточном контуре меньше, чем в третьем, что исключает попадание протечки из второго контура в сете- вую воду, направляемую потребителю. Вода первого контура поступает на вход активной зоны при температуре около 425 К. Вода догревается до температуры кипения с объемным паросодержанием на выходе из активной зоны до 20—30%- Присутствие пароводяной смеси в подъемных участках конту- ра способствует интенсификации естественной циркуляции. В теплообменных аппаратах происходит конденсация! шара и охлаждение воды, которая снова поступает на вход ^.активную 39
зону. В верхней части реактора находится паровое простран- ство Ну являющееся паровым компенсатором давления. Для сброса избыточного давления служат две пары импульсных предохранительных устройств 12, выхлоп которых включен под уровень барботера 13, а сам барботер снабжен предохра- нительными клапанами 14. Весь основной контур циркуляции реактора расположен внутри двойного корпуса реактора, за пределы корпуса выхо- дят только вспомогательные системы с максимальным диамет- ром трубопроводов 100 мм. Подпитка и компенсация утечек воды первого контура осуществляется подпиточными насосами 25. Для поддержания качества теплоносителя часть его посто- янно отбирается на очистку (постоянная продувка). Вода в си- стеме очистки циркуляционными насосами / через механиче- ские фильтры 2 подается на регенеративный теплообменник 4 и доохладитель 5, после охлаждения в которых она поступает на ионитовые фильтры высокого давления 6. Очищенная вода подогревается в регенеративном теплообменнике 4 и возвра- щается в реактор. На выходе из фильтров установлены ловуш- ки сорбентов 3 и 7. В доохладителе продувка охлаждается технической водой. Система трубопроводов и задвижек позво- ляет часть продувки направлять в реактор, минуя ионитовые фильтры. Из других реакторных систем на рис. 1.8 приведена система дожигания гремучей смеси 15. Образовавшийся в ре- зультате сгорания смеси пар конденсируется и сливается в ре- актор. Второй контур циркуляции теплоносителя образуют три па- раллельные петли (на рисунке показана одна), в которые вхо- дят промежуточные теплообменники 10, сетевые подогреватели 20, циркуляционные насосы второго контура 26, циркуляцион- ные трубопроводы диаметром 500 мм с запорными задвижка- ми 19. Наличие задвижек позволяет отключать сетевые подо- греватели и проводить их ремонт без опорожнения остального оборудования второго контура. Для компенсации изменения объема теплоносителя и поддержания постоянного давления в контуре служит паровой компенсатор давления 17, защищен- ный предохранительным клапаном 16. Для аварийного отвода теплоты из реактора в случае отключения сетевых подогрева- телей в составе второго контура предусмотрены теплообмен- ники аварийного расхолаживания 18, охлаждаемые техниче- ской водой. Дополнительно второй контур снабжен системами продувки, очистки и подпитки теплоносителя (на схеме не по- казаны). Расход теплоносителя в каждой петле составляет 2,1 м2/ч (~6 л/с). Температура горячей воды 443 К, а после охлаждения в сетевых подогревателях 360 К. В сетевых подогревателях вода подогревается, передавая теплоту потребителю. Перед подогревателями поступающая от 40
потребителей охлажденная вода проходит очистку в фильтрах 24 и сетевым насосом 23, на выходе которого установлены об- ратный клапан 22 и запорная задвижка 21, прокачивается че- рез сетевой подогреватель, нагревается в нем с 345 К до ~420 К и направляется потребителю. Расход теплоносителя в третьем контуре 5500 м3/ч (>—-1,53 м3/с). Важной отличительной особенностью станций теплоснабже- ния является существенно более низкое давление в первом контуре по сравнению с охлаждаемыми водой реакторами для целей получения электроэнергии. 1.3. СУДОВЫЕ ЯЭУ Судовая ЯЭУ предназначена для обеспечения движения суд- на и снабжения теплом и электрической энергией находящихся на нем потребителей. Общие требования к судовой энергоустановке сводятся к следующему: 1) жесткие ограничения по массе и габаритным размерам; 2) приспособленность к работе при быстроизменяющихся режимах; 3) наличие в составе энергоустановки реверсивных уст- ройств; 4) повышенная надежность при эксплуатации и простота обслуживания в условиях длительной удаленности от баз. Судовая ЯЭУ отличается рядом особенностей как от ста- ционарной ЯЭУ, так и от судовой энергоустановки на органи- ческом топливе. Перечислим эти специфические особенности. 1. Особые условия эксплуатации судна (крен, дифферент, качка, сотрясение и вибрация корпуса) исключают возмож- ность использования ряда конструкционных решений, обычных для стационарной установки, например аварийных устройств, срабатывающих под действием силы тяжести, конструкции кладки замедлителя, фундаментов и других деталей, не рас- считанных на воздействие внешних возмущающих сил и уско- рений. 2. Затесненность энергетических отсеков судна и ограниче- ние массогабаритных характеристик судовой ЯЭУ практически исключают возможность применения для работы судовых реак- торов слабообогащенного ядерного топлива, ограничивают вы- бор конструкционных материалов, усложняют конструкцию биологической защиты. 3. Автономность судна (оторванность от баз) требует на- личия в составе энергоустановки судовой электростанции для покрытия собственных нужд в тепле и электрической энергии, для привода в действие резервных средств движения. Оторван- ность судна от баз не позволяет выполнять внеплановые ре- 41
монтные работы квалифицированным специалистам в услови- ях технически оснащенных предприятий. Поэтому предъявля- ются более жесткие требования к надежности всех элементов оборудования судовых ЯЭУ и квалификации обслуживающего их персонала. 4. Необходимость обеспечения различных скоростей судна, прохода узкостей, швартовки, задних ходов и других специфи- ческих режимов предъявляет высокие требования к маневрен- ности судовой ЯЭУ. 5. В аварийной ситуации (столкновение, посадка на мель, пожар, затопление судна, разрыв первого контура и др.) кон- струкция судовой ЯЭУ должна предотвратить радиоактивное загрязнение окружающей среды. Для локализации и предот- вращения аварий судовой ЯЭУ необходимы дополнительные устройства, что в условиях ограничения массогабаритных ха- рактеристик значительно усложняет конструкцию энергоуста- новки. 6. Судовая ЯЭУ будет конкурентоспособна с судовой энер- гоустановкой на органическом топливе только в том случае, если ее стоимость, эксплуатационные расходы и надежность будут близки к этим показателям для обычных судов. Очевидно, что перечисленные особенности судовых ЯЭУ должны в полной мере учитываться при разработке их прин- ципиальной схемы и оборудования. В судовой ЯЭУ между главными двигателями (турбинами) и движителями (гребными винтами) устанавливается проме- жуточное звено, которое называют главной передачей. Главная передача служит для: передачи крутящего момента валу дви- жителя; снижения частоты вращения движителя до оптималь- ных значений (общий показатель для всех главных передач — передаточное отношение); объединения мощности нескольких главных двигателей или разделения мощности главного двига- теля на несколько потоков; создания эластичной связи между главным двигателем и движителем; изменения направления крутящего момента (реверса). Обычно главные передачи выполняют одновременно не- сколько функций из перечисленных. Главные передачи могут быть механическими (тогда глав- ный двигатель вместе с главной передачей называют главным турбозубчатым агрегатом — ГТЗА), электрическими и гидрав- лическими. Как уже отмечалось, в состав судовой ЯЭУ должна обяза- тельно входить резервная энергоустановка, которая позволяет избежать аварий, возможных при потере хода, отказаться от буксировки; резервная энергоустановка используется при под- ходе к ремонтной базе для докования, когда должен быть ос- тановлен и охлажден реактор. В связи с этим резервная энер- 42
гоустановка должна обеспечить скорость хода судна более 6 узлов (т. е. достаточную для обеспечения управляемости), дальность плавания не менее 1000 миль (или более 5 сут) и иметь время включения не более 15 мин. "■••• : В качестве резервных используются дизельные, -паротур- бинные, газотурбинные, электрические установки. Возможны также их комбинации. По типу главных двигателей судовые ЯЭУ разделяются на судовые ядерные паротурбинные установки (ЯПТУ) и судовые ядерные газотурбинные установки (ЯГТУ). Схема судовой ЯЭУ в основном определяется типом реактора. В принципе возможно применение реактора любого существующего типа, однако в настоящее время на судах применяются наиболее от- работанные и надежные двухконтурные судовые ЯПТУ с во- до-водяными реакторами. Такими ЯПТУ. оборудованы совет- ские атомные ледоколы и зарубежные суда «Саванна» (США), «Отто Ган» (ФРГ), «Муцу» (Япония). В связи с тем что судов с ЯЭУ мало, проблема отработки их тепловых схем остается актуальной. Помимо высокой надежности судовых ЯПТУ и оборудован- ных ими судов важно также обеспечить возможно большую их экономичность. Последнее связано с достижением высокого термического КПД ЯПТУ при ограничении их массы и габа- ритов. Однако при повышении термодинамической эффектив- ности, с одной стороны, уменьшаются массогабаритные харак- теристики части оборудования (например, при более высокой КПД снижается номинальная тепловая мощность реактора, вследствие чего уменьшаются масса и габариты реактора и биологической защиты); с другой стороны, для достижения высокого КПД (при определенных параметрах на выходе из реактора) требуется'дополнительное оборудование и усложне- ние конструкций (дополнительные отборы пара в турбине, теп- лообменники в системе регенеративного подогрева питатель- ной воды, разветвленные трубопроводы со сложной арматурой в случае применения промежуточного перегрева пара или схе- мы с использованием пара двух или более начальных давле- ний). Последнее приводит к ухудшению массогабаритных ха- рактеристик и усложнению схемы, что снижает эксплуатаци- онную надежность установки. Одна из особенностей судовых ЯПТУ — наличие промежу- точного контура, в котором теплота от пресной воды, охлаж- дающей элементы оборудования судна, передается забортной воде. Промежуточный контур предотвращает попадание за- бортной воды в теплоноситель первого и второго контуров. Он предназначен для охлаждения пресной водой ГЦН, бака пер- вичной защиты, теплообменных аппаратов системы очистки и т. д. В промежуточный контур входят циркуляционные насосы 43
Из системы очистки кз-io Заборт- ная Вода, Рис. 1.9. Схема судовой ЯЭУ пресной воды, теплообменные аппараты, в которых тепло от- водится забортной водой, насосы забортной воды, трубопрово- ды и арматура. Следует отметить, что промежуточный контур отсутствует при охлаждении конденсаторов (главных турбин, турбогенератора судовой электростанции, конденсаторов рас- холаживания), так как в этом случае его теплообменники по- лучаются очень больших габаритов. Дополнительное усложнение схемы судовой ЯПТУ связано со снабжением энергией общесудовых потребителей и резерв- ных средств движения и специфичностью работы при маневри- ровании. Регенеративные схемы судовых ЯПТУ менее развиты, поэтому возможности обеспечения их высокого КПД меньше, чем на стационарных ЯПТУ. Для примера рассмотрим упрощенную тепловую схему су- довой ЯПТУ ледокола с параметрами, близкими к параметрам установок атомоходов типа «Арктика» (рис. 1.9). На ледоко- лах в связи с большими динамическими нагрузками применя- ется электрическая главная передача: главные двигатели (тур- бины) приводят во вращение электрические генераторы, а вы- 44
работанная ими электроэнергия приводит во вращение греб- ные электродвигатели. Первый контур, как и в стационарных установках с ВВЭР, включает в себя реактор У, парогенератор 6> главный 29 и ава- рийные 28 циркуляционные насосы, связанные между собой трубопроводами. Реактор от парогенератора и насосов может быть отключен с помощью запорных задвижек 4, 31. На выхо- де насосов предусмотрены обратные клапаны 30. К неотклю- чаемой «горячей» части трубопровода на выходе из реактора подключен паровой компенсатор давления 3. Впрыск холодной воды в паровое пространство компенсатора производится из «холодной» нитки трубопровода. Так же как и в стационарных установках, около 1% теплоносителя постоянно отбирается из первого контура (постоянная продувка первого контура), охлаждается в холодильнике 32 и проходит через фильтры очистки 27, далее очищенная вода возвращается в основной контур. Для прокачки теплоносителя через контур очистки на приведенной схеме используется напор ГЦН, при этом фильт- ры должны быть рассчитаны на полное давление контура. В других схемах могут быть использованы фильтры низкого давления. В этом случае продувка дросселируется до задан- ного давления, а после очистки вода в контур возвращается с помощью специальных насосов. Для исключения возможности попадания радиоактивного теплоносителя за борт при нарушении герметичности холодиль- ника контура очистки используется промежуточный контур охлаждения, состоящий из холодильника контура очистки 32, промежуточного теплообменника 34 и насоса промежуточного контура 33. Промежуточный контур заполнен чистой водой. Этой же водой охлаждаются ГЦН первого контура (на схеме не показано). Для охлаждения воды промежуточного контура используется забортная вода, которая подается специальными насосами забортной воды 35. Первый контур подпитывается из резервного бака с помо- щью насоса 2 (вода подается в компенсатор давления), воз' можны другие схемы подпитки. Установки с реактором под давлением характеризуются вы- сокими давлениями в первом контуре (10—20 МПа). Давление в первом контуре ЯЭУ атомных ледоколов составляет около 20 МПа, что позволяет иметь на выходе из реактора среднюю температуру теплоносителя около 598 К при значительном не- догреве до кипения — около 40 К. Высокая температура теп- лоносителя на выходе из реактора позволяет получать во вто- ром контуре слабоперегретый пар давлением 3,1 МПа, темпе- ратурой 583 К. Перегретый пар из парогенератора 6 поступает на главные турбины 10. Ледоколы типа «Арктика» имеют по две главные 45
турбины мощностью 27,6 МВт (37 500 л. с). Параметры пара перед турбиной р0=3 МПа, Г=572 К. Полный процесс рас- ширения такого пара в турбине осуществляется при допусти- мой влажности. Поэтому в схеме турбоустановки в отличие от ранее рассмотренной схемы стационарной ЯЭУ с реактором с водой под давлением не требуются промежуточные сепарато- ры влаги, и они в рассматриваемой схеме отсутствуют. Ис- пользование слабоперегретого пара не является обязательным и типичным для всех судовых установок. На зарубежных транспортных судах, например на «Саванне» и «Муцу», во втором контуре генерируется насыщенный пар. Поэтому в тур- боустановке используется, как и в стационарных установках, промежуточная сепарация. Пар за турбиной конденсируется в конденсаторе 12 при давлении 3,5—7,0 кПа. Конденсатор охлаждается забортной водой, подаваемой насосом 13. Конденсатным насосом 15 об- разовавшийся конденсат направляется через конденсаторы эжекторов 19, 20 и конденсатоочистку 21 в деаэратор 23. Из деаэратора вода питательными насосами 25 при температуре 373 К направляется в парогенератор. Предусмотрены также аварийные питательные насосы с электроприводом 26. Так как конденсаторы охлаждаются забортной солевой водой, имеется принципиальная возможность попадания забортчой воды в кон- тур при нарушении герметичности конденсаторов. Поэтому во втором контуре судовых ЯЭУ используется 10Л%-ная конден- сатоочистка. Турбоустановка допускает до 15 р<элных сбросов и набросов нагрузки в час. В связи с частыми и значительными изменениями нагрузки на ледоколах не считается целесообразным применять регене- ративный подогрев питательной воды из отборов главной тур- бины. Вода подогревается в деаэраторе паром выхлопа турбо- приводов питательных и других насосов второго контура (на схеме показана подача пара в деаэратор только с выхлопа тур- бопривода 24 питательного насоса). Другая часть пара выхло- па турбоприводов конденсируется, и конденсат также исполь- зуется для подогрева питательной воды. На транспортных судах, энергоустановки которых работают преимущественно в стационарных, близких к оптимальным режимам, наряду с подогревом в деаэраторе и за счет дренажа конденсата вспо- могательных турбин используется и регенеративный подогрев из отборов главных турбин. Однако число отборов и соответ- ственно ступеней регенеративного подогрева, как правило, значительно меньше, чем в стационарных ЯЭУ. Так, на судне «Саванна» имеется один подогреватель низкого давления, обо- греваемый из отбора главной турбины, далее питательная вода нагревается в деаэраторе ив подогревателе высокого '46
давления, обогреваемом отработавшим паром турбопривода питательных насосов. Параллельно главной турбине включены вспомогательные турбогенератор 7 с отдельным конденсатором 8 и конденсат- ным насосом 9 и турбоприводы питательного и других насо- сов второго контура (конденсатного 16, забортной воды 14 и ДР-) Турбопривод работает с противодавлением на выхлопе (около 0,12 МПа). Именно поэтому отработавший пар турбо- привода и может быть использован для подогрева питательной воды. На вспомогательный турбогенератор предусмотрена подача насыщенного пара от вспомогательных котлов ВК. При вне- запном сбросе нагрузки пар направляется помимо турбин в конденсатор 17 через редукционно-охладительное устройство 11, которое включено параллельно главной турбине. Избыток конденсата турбоприводов направляется насосом 18 в так на- зываемый «теплый ящик» или уравнительную цистерну 22, от- куда при падении уровня в деаэраторе конденсат может пода- ваться непосредственно на вход питательных насосов. На глав- ном паропроводе установлен предохранительный клапан 5. На соединительных трубопроводах размещены запорная и регули- рующая арматура и обратные клапаны. Отличительная особенность выполненных проектов судовых ЯГТУ — использование закрытого цикла независимо от того, выбрана одно- или двухконтурная схема. Из-за опасности ра- диационного загрязнения окружающей среды одноконтурные ЯГТУ открытого цикла для судов неприменимы. ЯГТУ откры- того цикла могут быть использованы при двухконтурном ис- полнении на надводных судах. Но это экономически целесооб- разно при наличии освоенных конструкций ГТУ открытого типа и высокотемпературных реакторов. В связи с лучшими массогабаритными характеристиками ГТУ закрытого цикла при высоких давлениях газа, например гелия, и независимостью их работы от внешней среды предпочтение отдается судовым ЯГТУ закрытого цикла. Расчеты показывают, что при параметрах гелия на выходе из реактора р = 7,75 МПа, Г=1090 К КПД такой ЯГТУ мощ- ностью 30 000 л. с. (22 МВт) на гребном валу составит 35%, а при Г=1273 К —40%. 1.4. ОСОБЕННОСТИ КОСМИЧЕСКИХ ЯЭУ Энергоустановка космического аппарата — одна из важней- ших его частей. При ее отказе беспилотный космический аппа- рат перестает функционировать, а пилотируемый гибнет. Система энергоснабжения космического аппарата может состоять из нескольких энергоустановок. В зависимости от кон- 47
кретных условий могут применяться те или иные системы или комбинации систем. В космических системах используются следующие источники энергии: аккумуляторные ба- тареи — впервые были установлены на советском «Спутнике-1» в 1957 г. Обычно их мощность не превышает 1,5 кВт, ре- сурс — 1 год и служат они «электрическим бу- Проду6каНг | } Продувка, 0г фером» в помощь основ- ному источнику энергии; Рис. 1.10. Схема работы водородно-кисло- солнечные батареи — родного топливного элемента бшш установлены на беспилотном аппарате «Авангард-1» (США) в 1958 г. Сейчас мощность сол- нечных батарей достигает десятков киловатт, площадь — сотен квадратных метров; радионуклидные генераторы — впервые такой генератор был установлен на американском спутнике «Транзит-IV А» в 1961 г. Он работал на нуклиде 238Ри, электрическая мощность состав- ляла 2,7 Вт, преобразователь — термоэлектрический. КПД сов- ременных радионуклидных генераторов составляет ~6%, мощ- ность— до нескольких сотен ватт, ресурс — до нескольких лет; электрохимические генераторы (ЭХГ) с водородно-кисло- родными топливными элементами (ТЭ) — применялись на пи- лотируемом аппарате «Джемени» (США) в 1963 г. Ресурс этрй энергоустановки — 14 сут. Мощность каждого из двух ЭХГ —640 Вт. В аппарате транспортной системы «Спейс — Шаттл» (США) имеется 3 ЭХГ каждый мощностью 10 кВт, ресурс при одном полете — 30 сут, число полетов — 50. КПД таких ЭХГ состав- ляет 60—70%. ЭХГ целесообразно применять на пилотируемых аппаратах при уровне потребных мощностей до десятков киловатт и ре- сурсе работы до 1,5 мес. В топливном элементе (рис. 1.10) водород и кислород по- даются раздельно в две газовые камеры, между которыми име- ется электролитная камера, заполненная едким кали. Электро- лит отделен от газов двухслойными пористыми никелевыми электродами, причем крупные поры (диаметром 30—50 мкм) обращены к газу, а мелкие (диаметром 3—5 мкм) — к элект- 48
ролиту. В материал электродов у крупных пор вкрапливают катализатор (например, платино-палладиевый порошок) для ускорения электрохимических процессов. Электролит заполняет мелкие поры. В крупных порах образуется мениск электролита. Его вытеканию препятствует давление газов (3-^5) • 105 Па, что превышает давление электролита на (0,3-4-0,4) • 105 Па. Такой перепад не может преодолеть капиллярные силы, и в по- рах создается устойчивая граница трех фаз: электролит — ма- териал электродов — газ. На отрицательном электроде водород реагирует с гидро- ксильными группами электролита: Н2+20Н--*2Н20+2е- На положительном электроде газообразный кислород взаимо- действует с водой электролита: (0,5)Q2+H2O+2e-+2OH-. Температура, при которой идет процесс, 360—370 или 470— 530 К в зависимости от концентрации водного раствора элек- тролита. Поток электронов во внешней цепи создает электрический ток. Суммарная реакция такова: Н2+ (0,5) 02-^Н20+электроэнергия+теплота. И, наконец, в космических системах используют еще один источник энергии — ядерные реакторы. Энергоустановка на ос- нове ядерного реактора (SNAP-10A) была запущена на орбиту искусственного спутника Земли в 1965 г. Реактор тепловой мощностью 40 кВт охлаждался жидкометаллическим тепло- носителем Na (22%) —К (78%). При использовании в качестве источника энергии ядерного реактора или радионуклидного генератора преобразование энер- гии может быть машинным (паросиловой цикл Ренкина или газовый цикл Брайтона), термоэлектрическим, термоэмиссион- ным или магнитогидродинамическим. На рис. 1.11 показаны приблизительные области использования космических энерго- установок разных типов. При малых ресурсах работы целесо- образно применение химических источников энергии. Но в этом случае при необходимости иметь большие мощности может по- требоваться ядерный источник энергии. При ресурсе работы до 1 мес и мощностях до сотни кило- ватт потребности в энергии хорошо удовлетворяются электро- химическими генераторами с водородно-кислородными топлив- ными элементами. Если время работы энергоустановки велико, то в области малых мощностей могут применяться радионуклидные источ- 4—7000 49
ЛГ9Л, кВт 103 10г\ w w 10 -1 10 -2 I ЯЭУ, ГТУ, мгд ■ I 1 Открыть/С \\ \ ХИТ ХИМ ГТУ \ цикл |\ _^/ эхг ТЭ _! ZL ЯЭУ СЭУ тэп Замкнутый Г'ТУ цикл ПТУ \ L ФЭП тэг ФЭП РНЭГ тэг I I 10'1 10° 101- 10z 10* 10* j * сутки неделя месяц год 5лет Рис. l.ll. Характерные области использования различных энергетических установок: ЯЭУ —ядерная энергетическая установка; ГТУ — газотурбинная установка; ХИМ — хи- мический источник энергии; ХИТ — химический источник тока; ЭХГ — электрохимиче- ский генератор; ТЭ — топливный элемент; СЭУ — солнечная энергоустановка; ТЭП— термоэмиссионный преобразователь; ТЭГ — термоэлектрический генератор; ПТУ — паро- турбинная установка; ФЭП — фотоэлектрический преобразователь; РНЭГ — радионуклид- ный электрогенератор ники энергии, совмещенные с термоэлектрическими или термо- эмиссионными преобразователями. Если при длительном ресурсе требуются мощности более 1 кВт, то применение радионуклидных источников энергии становится затруднительным (из-за сложности охлаждения в предстартовый период и т. п.), и для этого случая наиболее подходящими становятся солнечные батареи. Таким образом, в космических системах находят применение ядерные источни- ки энергии двух типов: ядерные реакторы и радионуклидные генераторы. Как следует из данных, приведенных на рис. 1.11, ядерные реакторы целесообразно использовать в мощных энергоуста- новках. В настоящее время для космических ЯЭУ наиболее освоены гетерогенные ядерные реакторы на тепловых нейтро- нах с гидроциркониевым замедлителем и жидкометаллическим (Hg, Na — К, К, Li) или газовым (Не, Н2) теплоносителем. В последние годы внимание конструкторов космической тех- ники обращено на создание энергоустановок, выполненных по так называемой выносной схеме: система преобразования теп- лоты связана с реактором тепловыми трубами, которые и обес- печивают отвод теплоты из активной зоны. По такой схеме вы- полнена энергоустановка по программе США SP-100. SP-100 является развитием известной программы SPAR, которая пред- 50
усматривает создание реакторной космической ЯЭУ на 100 кВт полезной мощности. Одно из основных требований, предъявляемых к реакторам и остальному оборудованию космических ЯЭУ, — минимальные массогабаритные характеристики. Отсюда вытекает необходи- мость предельно форсировать основные параметры энергоуста- новки (прежде всего энергонапряженность активной зоны). Так, мощность реактора вышеупомянутой системы SP-100 со- ставляет 1600 кВт, а активная зона представляет собой ци- линдр диаметром 325 мм и высотой 325 мм. Средняя темпера- тура топлива (U02) 1590 К. Вообще максимальная температура, рассматриваемая в ка- честве допустимой для контуров с жидкометаллическим тепло- носителем, составляет ~1500 К, с газообразным теплоносите- лем ~2700 К. Если удастся создать газофазный ядерный ре- актор, где делящееся вещество находится в активной зоне в виде плазмы, то можно будет повысить эту температуру до 8000 К. До космических ЯЭУ малой мощности получили распростра- нение радионуклидные источники энергии. Они используются при пролетах в дальний космос, при исследовании планет сол- нечной системы и на орбитальных спутниках связи. Например, четыре радионуклидные космические ЯЭУ SNAP-19 каждая электрической мощностью 30 Вт успешно работали в течение двух лет на борту космических аппаратов «Пионер-10» и «Пио- нер-11» при облете планеты Юпитер. Каждый спутник серии ЛЭС 8/9 ВВС США оборудован двумя радионуклидными кос- мическими ЯЭУ электрической мощностью 125 Вт каждая. В связи с тем что радионуклидные космические ЯЭУ в про- цессе эксплуатации подтвердили свои высокие технические характеристики, рассматриваются варианты создания таких установок полезной мощностью 1—10 кВт. Одно из основных достоинств радионуклидных источни- ков — простота и надежность их эксплуатации. К их недостат- кам можно отнести высокую стоимость нуклида (при исполь- зовании 238Ри стоимость 1 Вт тепловой энергии составляет 650 дол.), затрудненное регулирование тепловой мощности (так как нет возможности влиять на скорость радиоактивного распада), необходимость особых мер безопасности при изго- товлении изотопных генераторов (так как многие нуклиды р- и ^-активны). Из всей номенклатуры радиоактивных нуклидов (их при- мерно 1500) интерес для нас представляют те, распад которых характеризуется удельным энерговыделением Муд^0,1 Вт/г и периодом полураспада в пределах 100 сут^Г^^ЮО лет. При меньших значениях Ыул становятся неприемлемыми увеличива- ющиеся массогабаритные характеристики источника энергии; 4* 51
Таблица 1.1. Основные нуклиды и их соединения, применяемые в космических энергоустановках Нуклид, тип распада 238Pu, а 137Cs, р- 90Sr, р- 242Ст, а в0Со, р- ^Рт, р~ 144Се, р" 2iop0> а Период полу- распада Т{ /2. год 88 27 28 0,447 5,25 2,6 0,78 0,379 Используемое соединение Pu Pu2C3 CsF Sr SrO SrZn03 Cm Cm02 Co Pm203 Ce203 Po PbPo Плотность, г/см8 16,5 12,7 3,58 2,6 4,7 5,5 13,5 11,8 8,8 6,6 6,8 9.4 9,6 Температура плавления,К 910 2170 1140 1040 2700 2970 1220 1770 1760 1770 2260 530 870 N„ . Вт/г УД* ' 0,55 0,51 0,24 0,93 0,79 0,34 120 107 9,0 0,31 22 141 71 при малом Ti/2 не будет хватать времени на полезную работу; большие значения Ti/2 неприемлемы из-за малого соответству- ющего значения удельной мощности. Выбирая нуклид, следует учитывать и такие факторы, как его совместимость с конструк- ционными материалами, химическая и размерная стабильность, физические свойства (плотность, теплопроводность, температу- ра плавления). Например, широко используемый нуклид 242Ст (кюрий) получается искусственно путем облучения нейтронами нуклида 241Ат (америций). 242Ст используют в генераторах с ресурсом работы от 3 до 6 мес. Продукты его распада сильно коррози- онно-активны. В контакте с ними может работать только тан- тал. Для улучшения теплофизических свойств 242Ст использу- ют в виде сплава с америцием и золотом: 1 часть [242Ст (45%)+241Ат (55%)]+5 частей Аи. Применение в качестве топлива в радионуклидных источни- ках энергии соединений, а не чистых нуклидов, объясняется необходимостью поднять температуру плавления и снизить удельное энерговыделение. Например, навески из чистого 242Ст массой 1 г из-за радиоактивного распада находятся в раска- ленном состоянии. Это крайне затрудняет его использование без разбавления. В табл. 1.1 приведены основные параметры а- и р~-активных нуклидов, пригодных для использования в космической энергетике. Ампула, в которую помещают нуклид, должна быть герме- тичной и не должна разрушаться при аварийном падении на Землю. 52
a) S) в) Рис. 1.12. Радионуклидный генератор нерегулируемой (а) и регулируемой (б) схем и изменение его тепловой мощности во времени (в): 1 — радионуклид; 2 — технологическая оболочка; 3 — корпус; 4 — термоэлементы; 5 — излучающая поверхность; 6 — антикоррозионная оболочка; 7 — капсула; 8 — теплоизо- ляция; 9 — контакты; 10 — жидкий металл; // — заслонка Типичная конструкция радионуклидного генератора нере- гулируемой схемы представлена на рис. 1.12,а. Принципиаль- но именно так устроен генератор американской энергоустанов- ки SNAP-3B. Нуклид помещен в ампулу из жаропрочных свариваемых сплавов. Часть внутреннего объема свободна для сбора гелия, выделяющегося при а-распаде. Если, например, поместить ну- клид 242Ст в герметичную ампулу без избыточного объема, то через 240 сут давление гелия составит ~55 МПа. После гер- метизации ампула заключается в антикоррозионную оболочку из тантала, которая затем вставляется в капсулу. Капсула ус- танавливается в корпус. Теплота нуклида за счет теплопроводности поступает к го- рячим спаям термоэлектрического генератора (ТЭГ). Холод- ные спаи сбрасывают тепло через наружную оболочку, которая может быть оребрена для увеличения площади излучающей по- верхности. Энерговыделение радиоактивных нуклидов не поддается регулированию. Мощность такого источника убывает экспонен- циально во времени (рис. 1.1,б). В первом приближении умень- шение мощности описывается выражением N=N0exp(—А,т), где N0— начальная мощность источника. Поэтому требуется создание систем регулирования. Регулирование осуществляют сбросом избыточной тепловой мощности на участке тр, сбросом электрической мощности на этом же участке и, наконец, акку- мулированием тепла Л^Изб с последующим его использованием на участке тракк—тР. Последний способ пока не находит при- менения. 53
На рис. 1.12,6 представлен радионуклидный генератор регу- лируемой схемы. Теплота от нуклида к ТЭГ передается с по- мощью жидкого металла, который, расширяясь при нагрева- нии, перемещает заслонку, регулирующую тепловую мощность. При регулировании сбросом электрической мощности ее из- быток при т<тР сбрасывается с помощью балластного реоста- та с переменным сопротивлением. Важная особенность космической ЯЭУ — широкое исполь- зование прямых методов преобразования тепловой энергии в электрическую, прежде всего термоэлектрического (ТЭГ) и термоэмиссионного (ТЭП). Термоэлектрические преобразователи энергии. Их работа основана на физических эффектах Зеебека, Пельтье и Томп- сона. Эффект Зеебека. Если спаи разнородных проводников поместить в среды с разными температурами, то в цепи воз- никает электрический ток, причем ЭДС цепи пропорциональна разности температур: dEa,b = datbdTy где Еа,ь — термоЭДС; аа,ъ — коэффициент дифференциальной термоЭДС проводников а, Ь. В общем случае a>a,b=f(T). \ Если температура горячего спая Ти а холодного Г2, то где аа,ь — коэффициент средней дифференциальной термоЭДС. Эффект Пельтье. Если через цепь, состоящую из двух разнородных проводников, пропускать ток, то в месте их кон- такта выделяется или поглощается теплота в зависимости от направления тока. Поглощаемая в этом случае тепловая мощ- ность пропорциональна силе тока /: Nn=TlatbI, где Па,б — коэффициент Пельтье, зависящий от свойств про- водников и температуры их спаев. Эффект Томпсона состоит в следующем. Если в про- воднике имеется градиент температуры dT/dx, то при проте- кании через проводник электрического тока в нем выделяется или поглощается теплота, количество которой в единицу вре- мени пропорционально силе тока: дх 54
где х(Т)—коэффициент Томпсона, зависящий и от свойств проводника. Кроме теплоты, выделяющейся вследствие протекания упо- мянутых эффектов, при работе ТЭГ выделяется джоулева теп- лота и часть теплоты перетекает от горячих спаев к холодным за счет теплопроводности. Эти два процесса снижают полез- ную мощность ТЭГ. Эффекты Зеебека, Пельтье и Томпсона связаны между со- бой. В частности, т т О о где ti и т2 — коэффициенты Томпсона. Теплотой Томпсона можно пренебречь ввиду ее малости. Наибольшей термоЭДС обладают некоторые полупровод- ники. Так, у теллурида свинца (РЬ — Те) коэффициент аа,ь до- стигает МО-3 В/К. По совокупности термоэлектрических свойств для ТЭГ наи- более эффективны полупроводниковые материалы п- и р-типов, причем контакт полупроводников целесообразно осуществлять не прямой, а через промежуточные металлические коммутаци- онные пластины. Контакт металл — полупроводник можно вы- полнить с низким электросопротивлением. Термоэмиссионные преобразователи энергии. Действие ТЭП основано на двух физических явлениях — термоэлектронной эмиссии и контактной разности потенциалов. Рассмотрим принципиальную схему ТЭП, представленную на рис. 1.3,а. В вакуумную камеру помещены два электрода — катод и анод; к катоду подводится тепловая мощность N\. Это обеспечивает его температуру Т\. Подведенная теплота вызы- вает эмиссию электронов с поверхности катода. Часть электро- нов, обладающих наибольшей энергией, попадает на анод, со- вершая при этом работу по перемещению зарядов и создавая разность потенциалов, которая при замыкании внешней цепи вызовет электрический ток. Электроны, попадая на анод, отда- ют ему свою энергию и разогревают его. Поэтому чтобы анод не эмитировал встречный поток электронов, его нужно охлаж- дать. Плотность тока термоэлектронной эмиссии (тока насыще- ния) определяют по уравнению Ричардсона — Дешмена j=AT2exp{—WlkT), (1.1) где А — эмиссионная постоянная, теоретически равная для всех чистых металлов 120,4 А/(см2-К2); W—работа выхода электронов, эВ; k — постоянная Больцмана, равная 8,62Х ХЮ"5 эВ/К; Г —температура, К. 55
Согласно соотношению (1.1) имеется сильная зависимость плотности тока эмиссии от температуры и работы выхода. Для увеличения плотности тока температуру надо максимально по- вышать, а работу выхода по возможности снижать. Приведем численные значения работы выхода для некоторых чистых ме- таллов: для вольфрама — 4,52 эВ; молибдена — 4,29 эВ, тан- тала— 4,1 эВ. Соотношение (1.1) справедливо для эмиссии электронов в безграничный вакуум. Электронное облако, находящееся меж- ду электродами, образует пространственный заряд, который снижает плотность тока эмиссии. Уменьшить этот заряд можно двумя способами: 1) максимально сблизить электроды в глубо- ком вакууме, однако в этом случае требуются столь малые зазоры (при р=Ю~5 Па 6 = 0,01-^-0,15 мм), что их практиче- ски нельзя реализовать в мощных установках при высоких температурах электродов; 2) ввести в зазор положительные ионы, которые при малой концентрации полностью компенси- руют отрицательный пространственный заряд. Межэлектродный зазор заполняют парами легкоионизирующихся веществ (наи- более распространен цезий с потенциалом ионизации 3,89 эВ). Образующиеся положительные ионы нейтрализуют отрицатель- ный пространственный заряд электронов. Введение цезия позволяет увеличить зазор между электро- дами до конструктивно выполнимых (практически на порядок больших) размеров. При этом в зависимости от давления паров цезия в межэлектродном пространстве возможны различные режимы работы ТЭП: квазивакуумный (р= 10_2-^-10_3 Па, 6 = = 0,154-0,3 мм), диффузионный (р=102ч-103 Па, 6=1-^ 1,5 мм) и дуговой, когда плотность тока возрастает до значе- ний, при которых помимо поверхностной происходит также объемная ионизация с образованием электрической дуги. К достоинствам ТЭП следует отнести сравнительно высокий КПД (10—15%), который в принципе может быть повышен еще, простоту конструкции по сравнению с машинными преоб- разователями, меньшие массогабаритные характеристики. Тем не менее при создании ТЭП приходится преодолевать целый ряд трудностей, так как: затруднен подбор материалов катодов для больших ресурсов, поскольку катоды ТЭГ работа- ют при температурах 1700—2200 К в агрессивной (пары цезия) среде; трудно конструировать изоляцию анодов ТЭП, которая не разрушалась бы при температурах 900—1100 К, была бы высокотеплопроводной и совместимой с конструкционными ма- териалами; температурные деформации деталей ТЭП соизме- римы с межэлектродным зазором; многочисленные технологи- ческие проблемы сопровождают процесс изготовления ТЭП. По конструктивному исполнению различают ТЭП, совме- 56
Рис. 1.13. Принципиальная схема установки SNAP-2 (США): / — реактор; 2 — парогенератор ртутного пара; 3 — насос Na—К; 4 — турбогенера- тор; 5 — холодильник-излучатель; 6 — втутный насос щенные с твэлом ядерного реактора, с излучателем, с теплооб- менниками. Одной из первых реализованных космических ЯЭУ была паротурбинная установка SNAP-2 (рис. 1.13). Это двухконтур- ная установка, в первом контуре которой используется сплав Na — К, а во втором (турбинном) — Hg. Тепловая мощность 50 кВт. Турбогенераторный блок выполнен как единый агрегат: на одном валу установлены турбина, электрогенератор и оба на- соса. Мощность турбины 5,67 кВт (rj = 54%); турбина — актив- ная, осевая, двухступенчатая; мощность насоса первого конту- ра 0,6 кВт; расход теплоносителя первого контура 0,54 кг/с; его температура на входе в реактор 813 К, на выходе 923 К; мощность насоса второго контура 0,12 кВт; расход ртути 0,14 кг/с; температура на входе в парогенератор 503 К, на вы- ходе 853 К (р=700 кПа); мощность генератора 3,4 кВт при п=40 000 об/мин; масса реактора 113 кг; масса парогенерато- ра 45 кг; масса холодильника-излучателя 68 кг; параметры рабочего тела в холодильнике-излучателе: р=42 кПа, Т= = 588 К; масса турбогенератора 23 кг; масса радиационной защиты — около 130 кг. Повышение температуры рабочего тела требует замены ртути калием во втором контуре. Так, одна из самых мощных космических ЯЭУ SNAP-50 с паросиловым контуром на парах калия обеспечивает мощность 0,3—1 мВт при массе с защитой 9000 кг. Из мощных космических ЯЭУ заслуживает упоминания энергосистема фирмы «Дженерал электрик» мощностью 1 мВт. В системе два жидкометаллических контура. В первом — реак- торном — с помощью электромагнитного насоса циркулирует литий. Расход лития 134,4 кг/с, параметры на выходе из реак- тора: температура 1366 К, давление 3,7-105 Па. Теплота от лития передается рабочему телу второго контура — калию, ко- торый испаряется в парогенераторе, причем на выходе из па- рогенератора образуется слабо перегретый пар калия (7"= = 1338 К). Это пар расширяется в турбине до давления 0,52х ХЮ5 Па (7=917,4 К) и поступает в холодильник-излучатель Рея /Г\ 57
трубчатого типа, где и конденсируется. С помощью второго электромагнитного насоса конденсат прокачивается к пароге- нератору. Для охлаждения подшипников и уплотнений исполь- зуется вспомогательный калиевый контур с низкотемператур- ным (589 К) холодильником-излучателем. Глава 2 ТЕПЛОНОСИТЕЛИ И РАБОЧИЕ ТЕЛА ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК 2.1. ТРЕБОВАНИЯ К ТЕПЛОНОСИТЕЛЯМ И РАБОЧИМ ТЕЛАМ Теплоноситель воспринимает теплоту реакции деления в ядерном реакторе и переносит ее в парогенератор или тепло- обменный аппарат другого типа. Теплоноситель можно также использовать для преобразования тепловой энергии в механиче- скую. Тогда его называют рабочим телом. В качестве теплоносителей и рабочих тел можно использо- вать различные вещества, удовлетворяющие ряду требований по условиям протекания ядерно-физических, теплофизических, физико-химических процессов в энергоустановках, а также оп- ределенным экономическим соображениям (доступность, прием- лемая стоимость). Перечислим эти требования: ядерно-физические: а) малые сечения захвата нейтронов, требуемые замедляющие свойства; б) высокая радиационная стойкость; в) минимальная активация при прохождении через активную зону; физико-химические: а) низкая химическая и электрохимиче- ская активность по отношению к конструкционным материалам; б) минимальные эффекты взаимодействия между участвующи- ми в теплообмене теплоносителями, между теплоносителем и ра- бочим телом, между ними и окружающей средой; теплофизические: а) возможность получения высоких темпе- ратур в целях повышения КПД установки; б) высокая интен- сивность теплоотдачи, позволяющая передавать теплоту при не- больших температурных напорах и (или) минимальной поверх- ности теплообмена, что дает возможность снизить массогабарит- ные характеристики, а следовательно, и стоимость установки; в) возможность передачи теплоты при небольших подогревах теплоносителя, а при заданном подогреве — при малых расхо- дах; г) малые затраты мощности на прокачку теплоносителя и рабочего тела. В качестве теплоносителей и рабочих тел можно использо- вать обычную и тяжелую воду, газы, жидкие металлы, органи- ческие жидкости, расплавы солей. 58
Рассмотрим каждую группу требований более подробно. Ядерно-физические свойства теплоносителя вместе с харак- теристиками топлива и конструкционных материалов определя- ют характеристики активной зоны реактора, и в частности его реактивность. Сечения захвата нейтронов теплоносителем, его замедляющие свойства зависят от концентрации ядер составля- ющих элементов в единице объема. Концентрация ядер тепло- носителя пропорциональна его плотности и зависит от темпера- туры и давления. С изменением последних изменяется плот- ность теплоносителя, а следовательно, и реактивность реактора. Плотность жидких теплоносителей слабо зависит от давления, и изменение реактивности за счет теплоносителя определяется преимущественно температурой, что характеризуется соответст- вующим вкладом в температурный коэффициент реактивности. Для газов существен также барометрический коэффициент ре- активности, т. е. зависимость реактивности реактора от давле- ния теплоносителя. Радиационная стойкость, т. е. способность сохранять свои свойства под действием излучений, определяется процессами, которые можно разделить на первичные и вторичные. Под пер- вичными понимают процессы передачи энергии у-квантами или элементарными частицами молекулам и атомам теплоносителя, в результате которых образуются ионы и возбужденные моле- кулы, т. е. ионизация теплоносителя. Под вторичными понима- ют физико-химические процессы, приводящие к окончательному изменению свойств теплоносителя вследствие химического взаи- модействия или разложения ионов и возбужденных молекул. Первичные процессы, возникающие в теплоносителе при об- лучении, в большой мере определяются видом и энергией излу- чения. При этом основное ионизирующее воздействие на тепло- носитель оказывают ^-кванты и нейтроны. Протекание вторичных процессов в теплоносителе зависит от вида и устойчивости ионов и возбужденных молекул, их коли- чества в теплоносителе, пространственного распределения, мо- лекулярного строения теплоносителя, его агрегатного состояния, наличия в нем различных примесей и многих других фак- торов. Пример воздействия излучения — разложение воды под об- лучением: в результате первичных процессов образуются ионы Н+, ОН+, ОН~, атомы водорода и свободные радикалы ОН. Да- лее могут происходить различные реакции (вторичные процес- сы) : рекомбинация, образование пероксида водорода, свободных водорода и кислорода, различные реакции с примесями и т. п. При прохождении через активную зону реактора теплоноси- тель под действием ионизирующего излучения (главным обра- зом нейтронов) активируется, т. е. становится радиоактивным (приобретает наведенную активность). 59
Наведенная активность теплоносителя обусловлена тем, что нуклиды некоторых элементов, входящих в вещество теплоноси- теля, при взаимодействии с нейтронами становятся нестабиль- ными, претерпевая внутриядерные превращения. Последующий распад этих ядер сопровождается испусканием а- и р-частиц, у-квантов. Скорость распада радиоактивных ядер обычно характеризу- ется периодом полураспада, т. е. временем, в течение которого распадается половина всех имевшихся первоначально радиоак- тивных ядер. Практически можно считать, что за время, равное 10 периодам полураспада, первоначальное количество радиоак- тивных ядер становится пренебрежимо малым. Если период полураспада большой, то радиоактивный нук- лид называют долгоживущим. Для теплоносителей ЯЭУ долго- живущими можно условно считать радиоактивные нуклиды с периодом полураспада больше 1 ч. За это время каждый эле- ментарный объем теплоносителя пройдет через весь контур те- плоносителя, т. е. все элементы этого контура окажутся под воз- действием его ионизирующего излучения. Нуклиды с периодом полураспада несколько минут и меньше называются короткожи- вущими. Из-за их быстрого распада наведенная активность те- плоносителя заметна только вблизи реактора, т. е. на неболь- шом участке движения теплоносителя, и короткое время после остановки реактора. Физико-химические свойства теплоносителя. Под низкой хи- мической и электрохимической активностью теплоносителей и рабочих тел по отношению к конструкционным материалам по- нимают малое коррозионное воздействие этих веществ на кон- струкционные материалы. Возможны два вида коррозии: химическая и электрохимиче- ская. Химической коррозии подвержены конструкционные мате- риалы в среде осушенного газа и в органических жидкостях. Электрохимической коррозии подвержены конструкционные материалы в водяной среде и влажных газах. Механизм корро- зии конструкционных материалов в жидкометаллическои среде до конца не выяснен, хотя он ближе всего к механизму хими- ческой коррозии. Механизм возникновения и развития коррозионных процес- сов в настоящее время изучен еще не полностью. Более подроб- но вопросы электрохимической коррозии рассмотрены в гл. 6. Сильное химическое взаимодействие теплоносителей между собой или теплоносителя и рабочего тела возможно в том слу- чае, когда одним из них является щелочной металл, а другим — вода или водяной пар. Например, при реакции натрия с водой в замкнутом адиабатическом сосуде давление может достигать 300 МПа, а температура 1700 К. Активно реагирует жидкий ще- лочной металл и с окружающим воздухом. В целях безопасной 60
работы ЯЭУ должны приниматься специальные меры, исклю- чающие или учитывающие возможность контакта жидкого ще- лочного металла с водой второго (или третьего) контура или с окружающим воздухом. Теплофизические свойства теплоносителя. К теплофизичес- ким свойствам теплоносителя (рабочего тела) относятся плот- ность р, кг/м3, удельная теплоемкость ср, Дж/(кг-К), теплопро- водность К Вт/(м-К), кинематическая вязкость v, м2/с, динами- ческая вязкость |i=vp, кг/(м-с), температура кипения TSy К, давление насыщенного пара ps, Па, удельная теплота парообра- зования, г, Дж/кг, температура плавления ТПЛу К. Из термодинамики известно, что чем выше начальные пара- метры цикла, тем больше его термический КПД (см. гл. 3). В связи с этим теплоносители условно подразделяют на низко- температурные и высокотемпературные. К первым относятся во- да и органические теплоносители, ко вторым — жидкие металлы и газы. Высокие значения коэффициентов теплоотдачи важны как для активных зон реакторов (при той же температуре теплоно- сителя снижаются температуры оболочек твэлов и топлива, что повышает надежность работы реактора), так и для теплообмен- ных аппаратов — уменьшаются их масса и габаритные размеры. Коэффициент теплоотдачи зависит от многих факторов (см. гл. 6). Так, при продольном обтекании поверхности теплообмена турбулентным потоком жидкости при значениях чисел Прандтля Pr=ixcpj'k=0J-+-2 коэффициент теплоотдачи может быть найден по зависимости вида Nu = 0,023Re°.8Pr<M (2.1) где Nu=ad/X — число Нуссельта; Re=ud/v=udp/\i— число Рей- нольдса; Pr=\icp/'k— число Прандтля; и — скорость теплоноси- теля; d — характерный геометрический размер. Из (2.1) следует a~V>V'V°'V'4. (2-2) Следовательно, в данном случае для лучшей теплоотдачи теплоноситель должен характеризоваться высокими значениями коэффициента теплопроводности, плотности, теплоемкости и ма- лой вязкостью. Условно теплоносители по убыванию коэффици- ента теплоотдачи можно расположить следующим образом: жидкие металлы, вода, органические теплоносители, газы, что преимущественно отражает уменьшение коэффициента тепло- проводности. Затраты мощности на прокачку теплоносителя пропорцио- нальны гидравлическому сопротивлению контура: Nn=GAp/p, (2.3) 61
где G — расход; Ар — гидравлическое сопротивление контура. Если в первом приближении принять, что гидравлическое сопротивление контура определяется в основном потерями на трение, то Ap = t— —, (2.4) И dr 2pf*' V ' где I — коэффициент трения; L — длина контура; dr — гидравли- ческий диаметр; / — живое сечение канала. Тепловую мощность теплопередающего устройства с одно- фазным теплоносителем можно записать как NT=GcpATT, (2.5) где АГТ — подогрев теплоносителя. Из (2.5) видно, что чем выше теплоемкость теплоносителя, тем меньше его расход при заданной тепловой мощности и за- данном подогреве или меньше подогрев теплоносителя при за- данном расходе. Подставив в (2.3) значения Ар из (2.4) и G из (2.5), полу- чим М ц 2 dr V с,АТт ) (Pf)i V ' Таким образом, мощность, расходуемая на преодоление ги- дравлических сопротивлений контура, обратно пропорциональна кубу теплоемкости и квадрату плотности теплоносителя. Послед- нее особенно важно для газового теплоносителя, так как, повы- шая давление в контуре, можно значительно снизить затраты мощности на его прокачку. Входящий в выражение (2.6) коэффициент сопротивления (в рассматриваемом приближении коэффициент трения |) опре- деляется конструкцией теплопередающей поверхности и режи- мом течения (числом Рейнольдса), который зависит в свою оче- редь от теплофизических свойств теплоносителя. Коэффициент трения уменьшается с уменьшением вязкости и плотности теп- лоносителя. Приведем примерные значения относительных модностей NJN^°, затрачиваемых на перекачивание различных жидких теплоноси- телей (за единицу мощности принято ее значение при перекачи- вании воды): Обычная вода под давлением 1,0 Тяжелая вода под давлением 1,1 Натрий 1,04 Сплав Na —К 0,99 Литий 0,68 Сплав Pb — Bi 11,1 Ртуть 12,7 Дифенильная смесь 4 62
Сравнение проводилось при продольном обтекании поверх- ности нагрева, через которую передается одинаковая для всех теплоносителей тепловая мощность NT при одинаковом их подо- греве АГт. Ниже приведены оценочные значения относительных мощно- стей N1t/Nnlie1 затрачиваемых на прокачку различных газовых теплоносителей через реактор с шаровыми твэлами (за единицу мощности принято ее значение при прокачивании гелия): Гелий 1,0 Азот 1,49 Воздух 1,51 Углекислый газ 0,54 Водород 0,17 Метан 0,12 Сравнение проводилось при одинаковой мощности реактора, давлении 1 МПа и температуре на выходе из реактора 770 К. Выражения (2.3), (2.6) определяют абсолютную затрату мощности на преодоление гидравлических сопротивлений при движении теплоносителя. Другой важный показатель эффективности ЯЭУ — удельная мощность на прокачку, т. е. мощность, отнесенная к единице переданного тепла. Экономически выгодным может оказаться теплоноситель, требующий большей затраты мощности на про- качку, но обеспечивающий более интенсивный теплообмен. По- следнее позволяет при заданной температуре стенки теплопере- дающей поверхности повысить температуру теплоносителя, что обеспечит более высокий термический КПД цикла. Из (2.6) удельное значение мощности на прокачку ^ц - * Е L ( Nt\2 1 (2 7) Для теплоносителей с числом Прандтля, близким к единице, воспользуемся аналогией Рейнольдса между трением и теплооб- меном: — -f-VT- <2-8> Тепловую мощность можно записать как NT=aATFf (2.9) где AT — средний температурный напор; F — площадь поверхно- сти теплообмена. Согласно определению гидравлический диаметр Лг=4//П, (2.10) где U=F/L — смоченный периметр. 63
После несложных преобразований из (2.5), (2.8) —(2.10) по- лучим 1"^Г = АГт/АГ- (2Л1) Окончательно, подставив (2.11) в (2.7), имеем NT срЗАГ I, pA?Tf ) V ' Из (2.12) следует, что в теплообменном устройстве заданной конструкции (заданная площадь поверхности теплообмена F) удельные затраты мощности на прокачку будут тем меньше, чем выше плотность и теплоемкость теплоносителя. Качественно эта тенденция справедлива для любых теплоносителей. Для количественных оценок удельной мощности на прокачку зависимость (2.12) можно использовать в тех случаях, когда справедливо выражение (2.8). Энергия, выносимая теплоносителем из активной зоны реак- тора, может быть преобразована в механическую в тепловой ма- шине в одноконтурных установках или передана рабочему телу второго (или третьего) контура, совершающему работу в тепло- вой машине. Рабочее тело должно обеспечивать высокую термодинамиче- скую эффективность цикла, которая определяется в первую оче- редь высокими параметрами (температурой, давлением) рабо- чего тела. В то же время при выборе рабочего тела необходимо учитывать некоторые теплофизические свойства, определяющие как термический КПД цикла, так и удельную мощность. В боль- шинстве ЯЭУ рабочим телом является водяной пар. Известно, что термический КПД энергетических установок г]*, работающих по циклу Ренкина при максимальных темпера- турах, заметно меньших ГкР, может быть выражен через КПД цикла Карно г|к- 4*=W(1+WK1), (2.13) где К\ = г/(с'рТ\) —число Клаузиуса. Так как К\ф0> то из фор- мулы (2.13) следует, что t]t<r\Ky причем с ростом К1 r\t-^r\K- Сле- довательно, для увеличения термического КПД цикла Ренкина целесообразно использовать рабочие тела с максимальной теп- лотой парообразования г и меньшей теплоемкостью жидкости при температуре насыщения с'р. Однако следует иметь в виду, что величина tik, входящая в (2.13), определяется максимальной и минимальной температурами цикла Карно и должна учиты- ваться при оценке рабочего тела. Если в качестве рабочего тела в турбине (и компрессоре) используется газ, то r\t установки возрастает по мере увеличения 64
показателя изоэнтропы k=cpJcv: r\t=l-(P2/PiYk-l)/k. (2.14) Поэтому предпочтительнее использовать одноатомные газы, име- ющие максимальный показатель изоэнтропы £=1,66 (гелий, ар- гон). Другие важные показатели эффективности работы энергети- ческой установки — удельная мощность и удельная работа, ко- торые оцениваются коэффициентом полезной работы Ф*=1-/к//т. (2.15) Очевидно, что если в качестве рабочего тела используется конденсирующийся газ (пар), то работа сжатия 1К много мень- ше работы расширения U и коэффициент ф* близок к единице, что и имеет место в энергетических установках, работающих по циклу Ренкина. В случае использования в установке неконденсирующихся га- зов работа сжатия в компрессоре 1К возрастает и значительная часть работы расширения в турбине /т расходуется на привод компрессора. Для таких установок полезная работа есть раз- ность двух больших величин 1Т—/к, поэтому даже малые потери энергии в турбомашинах приводят к сильному снижению удель- ной полезной мощности, росту расхода рабочего тела и разме- ров установки в целом. При этом характерно, что ^l-^Wri"-1»" (2.16) * макс т. е. с ростом k коэффициент полезной работы ф* в отличие от термического КПД r\t падает. 2.2. ОСНОВНЫЕ ТЕПЛОНОСИТЕЛИ И РАБОЧИЕ ТЕЛА Вода — самое дешевое и распространенное в природе веще- ство, которое может быть использовано в качестве замедлителя, теплоносителя и рабочего тела ЯЭУ. Если теплоносителем в реакторе служит вода под давлением то его реактивность в значительной мере зависит от объемногр содержания воды в активной зоне и ее плотности. Плотность воды зависит слабо от давления и достаточно сильно от темпе- ратуры. Так, повышение температуры от 523 до 573 К при дав- лении 10 МПа приводит к уменьшению плотности воды на 11,9%. Большая зависимость плотности воды от температуры приводит к необходимости установки в первом контуре компен- сатора давления. В реакторах с графитовым замедлителем (водо-графитовых) дополнительно может измениться объемное содержание в актив- 5—7000 65
ной зоне вследствие течи из технологических каналов в графи- товую кладку (содержание воды в реакторе увеличивается). В водо-графитовых кипящих реакторах объемное содержание воды изменяется при изменении паросодержания в испаритель- ных каналах. Чистая, не содержащая примесей вода практически не акти- вируется при прохождении через активную зону реактора. Ра- диоактивные нуклиды 190 и 16N с периодом полураспада 29 и 8 с соответственно образуются преимущественно при облучении примесей воздуха. После выхода воды из реактора ее радио- активность быстро падает. Однако с течением времени теплоно- ситель становится существенно радиоактивным в основном за счет активации механических примесей и растворенных продук- тов коррозии. Например, если в воде содержатся соли натрия, то образуется радиоактивный нуклид 24Na с периодом полурас- пада 15,1 ч, излучающий при распаде 7-кванты с энергией 1,6 МэВ. Механические примеси продуктов коррозии конструк- ционных материалов под действием потока нейтронов образуют долгоживущие радиоактивные нуклиды, что также увеличивает наведенную активность воды. Под действием ионизирующих излучений происходит радио- лиз воды — разложение ее молекул. Скорость разложения воды под облучением зависит от спектра излучения и скорости удале- ния продуктов радиолиза. Одновременно с радиолизом протека- ет обратный процесс — рекомбинация. Наиболее важное значе ние приобретают вторичные процессы, обусловленные радиоли- зом: изменяется коррозионная активность воды, образуется взрывоопасная гремучая смесь при накоплении газообразных продуктов радиолиза, возможно влияние газообразных продук- тов радиолиза на процессы теплопередачи и реактивность ре- актора. Одновременно с радиолизом идет процесс рекомбинации, по- этому в результате устанавливается равновесная концентрация кислорода и водорода. Значение равновесных концентраций за- висит в основном от наличия в воде ионных примесей и темпе- ратуры. Источниками ионных примесей являются конструкцион- ные материалы контура. Ионные примеси повышают равновес- ную концентрацию кислорода и водорода, поэтому их надо уда- лять из системы при эксплуатации реактора. Температура не влияет на скорость радиолиза, но ее увеличение интенсифици- рует рекомбинацию, что приводит к снижению равновесных кон- центраций кислорода и водорода. Коррозионное воздействие воды на конструкционные мате- риалы подробно обсуждается в гл. 6 (см. § 6.7). Теплофизические свойства воды хорошо изучены. Критиче- ские параметры воды: ркр=22,115 МПа, Гкр=647,12 К, ркр= = 317,76 кг/м3, tKP=2,095-106 Дж/кг. Вода имеет низкое значе- 66
ние критической температуры, поэтому относится к низкотемпе- ратурным теплоносителям. Плотность воды, как указывалось выше, практически не за- висит от давления. При 350 К изменение давления от 0,1 до 10 МПа приводит к увеличению плотности всего на 0,5%. Боль- шая зависимость плотности воды от температуры вызывает не- обходимость установки в контуре с водой под давлением спе- циальных компенсаторов давления. При низкой температуре во- да обладает широко известной аномалией в изменении плот- ности. По теплоемкости вода является лучшим жидким теплоноси- телем: она имеет удельную теплоемкость значительно большую, чем другие жидкие теплоносители. Например, ее теплоемкость примерно в 8 раз больше, чем натрия, ив 1,45 раза больше, чем дифенила. Теплоемкость воды зависит от температуры. В обла- сти низких температур с ростом температуры теплоемкость уменьшается, достигает наименьшего значения и затем снова увеличивается. Например, при атмосферном давлении наимень- шая теплоемкость соответствует 310 К. При постоянной темпе- ратуре теплоемкость воды зависит слабо от давления, несколько снижаясь с его увеличением. С повышением давления на линии насыщения теплоемкость воды возрастает. Вблизи критической точки также наблюдается ярко выраженная аномалия: при уве- личении давления с 20 до 21,8 МПа теплоемкость возрастает в 17 раз, в то время как при изменении давления с 0,1 до 20 МПа — только в 5,6 раза (данные приведены при температу- ре насыщения). Вода обладает достаточно хорошей теплопроводностью. Ее теплопроводность в несколько раз больше теплопроводности ор- ганических теплоносителей, но в десятки раз меньше, чем жид- ких металлов. Самым неблагоприятным теплофизическим свойством воды является высокое давление ее насыщенных паров, которое бы- стро растет с увеличением температуры. Например, при атмо- сферном давлении (0,098 МПа) температура насыщения 372,6 К, а давлению насыщенных паров 22,11 МПа соответствует темпе- ратура 647,1 К, т. е. при менее чем двукратном увеличении тем- пературы давление насыщенных паров увеличилось более чем в 200 раз. В этом отношении вода является худшим из всех те- плоносителей и рабочих тел. Однако ее низкая стоимость, до- ступность и благоприятное сочетание физических свойств сдела- ли воду самым распространенным теплоносителем и рабочим телом ЯЭУ. Тяжелая вода. Тяжелая вода по сравнению с обычной имеет значительно лучшие ядерно-физические свойства. Она почти не поглощает тепловых нейтронов, поэтому является лучшим за- медлителем. Применение тяжелой воды в качестве замедлителя 5* 67
позволяет использовать в качестве топлива природный уран; уменьшаются первоначальная загрузка топлива и ежегодное его потребление. Однако стоимость тяжелой воды очень высока. Под действием излучений тяжелая вода разлагается по тем же механизмам, что и обычная. Тяжелая вода обладает не- сколько меньшей коррозионной активностью, чем обычная, но эта разница очень мала. Критические параметры тяжелой воды: ркр=21,845 МПа, 7^=644,5 К, РкР=337,27 кг/м3. Теплофизические свойства тяжелой воды почти не отлича- ются от свойств обычной воды. Органические теплоносители. В качестве органических тепло- носителей в ЯЭУ могут применяться как индивидуальные поли- фенилы, так и их смеси. Полифенилы являются производными бензола и включают два или более ароматических кольца (С6Н5), соединенных ковалентными связями. Применяют также дифенильную смесь (даутерм А), пред- ставляющую собой смесь 26,5% дифенила (С6Н5) и 73,5% ди- фенилового эфира (С6Н5)20, метановые производные аромати- ки — дитолиметан (Ci5Hi6) и некоторые другие органические вещества. Органические теплоносители обладают двумя преимущест- вами по сравнению с водой: во-первых, они имеют более низкое давление насыщенных паров, во-вторых, не оказывают коррози- онного воздействия на конструкционные материалы. Кроме того, органические теплоносители характеризуются очень малой на- веденной радиоактивностью (обычно за счет примесей). Однако они имеют и принципиальный недостаток—низкую термическую (для полифенилов) и радиационную (для дифенильной смеси) стойкость. Низкая термическая стойкость приводит к разложению (пи- ролизу) органических веществ, что резко изменяет их первона- чальные физико-химические свойства. Эти вещества обладают термической стабильностью до температур 595—675 К. Наиболее термически стойким полифенилом является дифе- нил (предельная температура применения 645 К). Его темпера- тура плавления равна 342,5 К, а температура кипения при атмо- сферном давлении 529 К. Критическая температура равна 803 К, критическое давление 4,2 МПа. Основные теплофизические свой- ства дифенила как теплоносителя хуже, чем воды, поэтому ниже и коэффициенты теплоотдачи. Так, при одинаковой скорости те- плоносителя и температуре 533 К разница в коэффициентах те- плоотдачи составляет примерно 20%. Полифенилы — одни из наиболее устойчивых органических соединений по отношению к облучению, хотя и происходит их некоторый радиолиз с образованием двух фаз: газообразной (водород, метан) и высококипящего остатка (высокомолекуляр- 68
ные соединения). С ростом дозы облучения скорость разложе- ния полифенилов увеличивается. Так как индивидуальные полифенилы имеют различные свой- ства, то, применяя их смеси, можно получать теплоносители с определенными теплофизическими свойствами (например, с низкой температурой плавления) и в то же время с хорошей термической и радиационной стойкостью. Наиболее термически стабильна дифенильная смесь: при температуре 660 К ее термический распад не превышает 0,03— 0,05% в сутки, а при температуре 675 К он достигает 0,25% в сутки. Дифенильная смесь имеет температуру плавления 285,3 К и температуру кипения 534 К (при атмосферном давлении). Основной недостаток дифеыильной смеси — низкая радиаци- онная стойкость. Поэтому ее применение как теплоносителя пер- вого контура нецелесообразно. Дифенильная смесь применяется в ЯЭУ как теплоноситель промежуточного (второго) контура в трехконтурной энергоустановке с жидкометаллическим тепло- носителем в первом контуре и водой в качестве рабочего тела в третьем контуре. Важные достоинства дитолилметана (ДТМ) —низкая темпе- ратура плавления (241 К) и высокая температура кипения (570,5 К при атмосферном давлении). ДТМ более подвержен пиролизу и радиолизу, чем полифени- лы. Так, если температура начала быстрого термического раз- ложения ДТЛ составляет 640—650 К, то в условиях облучения она снижается до 590—600 К. Накопление продуктов радиаци- онно-термического разложения ДТМ в первом контуре установ- ки АРБУС при работе реактора на мощности 3,5 МВт и темпе- ратуре 513 К составило около 1% в сутки. В основном это про- дукты радиолиза. Накопление продуктов радиационно-термического разложе- ния в органическом теплоносителе (в том числе и в ДТМ) в ос- новном приводит к изменению вязкости: так, при увеличении содержания этих продуктов в органическом теплоносителе от 0 до 40% изменение плотности, теплоемкости и теплопроводности не превышает 10%, а кинематическая вязкость увеличивается в 3—3,5 раза. Таким образом, перспективность применения органических теплоносителей будет зависеть от успехов в создании новых ра- диационно-термически устойчивых органических соединений. Жидкие металлы. Жидкие металлы можно использовать и как теплоноситель первого контура ЯЭУ, и как рабочее тело ЯЭУ, выполненной по схеме с бинарным циклом. В энергоуста- новках теплоносителем могут быть натрий, калий, сплавы на- трия с калием, висмут, свинец, сплавы висмута со свинцом, ртуть, литий и некоторые другие металлы. 69
Преимущества жидких металлов по сравнению с водой и ор- ганическим теплоносителем составляют высокая температура кипения, низкое давление насыщенных паров, высокая радиаци- онная и термическая стойкость, высокая теплопроводность, обес- печивающая интенсивную теплоотдачу. К недостаткам следует отнести невысокую теплоемкость (кроме лития) и высокую для щелочных металлов химическую активность по отношению к воде и воздуху. Наиболее широкое распространение в качестве теплоносите- ля ЯЭУ получил натрий. Его основные преимущества по срав- нению с другими жидкими металлами: высокие теплопередаю щие свойства, умеренные затраты мощности на его перекачку, малое коррозионное воздействие на конструкционные матери- алы. Наведенную радиоактивность натрия определяют возникаю- щие под действием нейтронов долгоживущие изотопы 22Na (пе- риод полураспада 2,6 года) и 24Na (период полураспада 15 ч). Наиболее опасен радиоактивный изотоп 24Na, который излучает Y-кванты энергией 2,8 МэВ. Выход изотопа 22Na чрезвычайно мал. Коррозионная стойкость конструкционных материалов в чистых жидких металлах определяется возможностью их вза- имного растворения. Растворимость важнейших компонентов аустенитных сталей в неподвижном натрии невелика и состав- ляет примерно 10~3% по массе при температурах 670—970 К. Из-за высокой растворимости в натрии в качестве конструкци- онных непригодны металлы Sb, Bi, Cd, Са, Au, Pb, Ag, Sn. Жидкий натрий практически не реагирует с ураном. В контурах с натриевым теплоносителем наблюдается пере- нос некоторых элементов (например, углерода, никеля) из од- ного участка контура в другой, имеющих разные температуры или выполненных из разнородных материалов. Присутствие примесей в натрии увеличивает радиоактив- ность контура, ускоряет коррозионные процессы и ухудшает те- плоотдачу. Самая распространенная примесь — кислород, кото- рый находится в натрии в составе оксида Ыа2Оз- Для того чтобы избежать негативных последствий, необходимо ограничивать со- держание кислорода в натрии величиной, меньшей, чем его рас- творимость при самой низкой температуре в контуре (т. е. вели- чиной порядка 0,001—0,002%). По некоторым теплофизическим свойствам (высокая тепло- проводность, низкое давление насыщенных паров) натрий пре- восходит воду, по другим (малая теплоемкость) уступает ей. Температура плавления натрия 370,8 К, температура кипения при 0,1 МПа равна 1156 К. Основное преимущество калия перед натрием — более низкая температура плавления (336,7 К). Температура кипения при 0,1 МПа составляет 1033 К, т. е. ниже, чем натрия, поэтому ка- 70
лий более приемлем в качестве рабочего тела с точки зрения обеспечения работоспособности конструкционных материалов, чем натрий. Другие свойства калия несколько хуже по сравне- нию с натрием. Все сплавы натрия с калием имеют температуру плавления ниже, чем натрий, а многие ниже, чем калий (калия в сплаве больше 15%). Наиболее низкую температуру плавления (260,5 К) имеет эвтектический сплав, содержащий 77,2% калия. Наиболее существенный недостаток калия и сплавов нат- рий—калий по сравнению с натрием—значительно более низ- кая теплопроводность. Так, при температуре 773 К теплопро- водность калия ниже, чем натрия, в 1,83 раза, а эвтектики — в 2,25 раза. Литий по теплопередающим свойствам является лучшим те- плоносителем для ЯЭУ. Он имеет более высокую (в 3,4 раза), чем натрий, теплоемкость и несколько меньшую (в 1,46 раза) теплопроводность. Литий — самый легкий на Земле металл. Его температура плавления 459 К, плотность при 770 К составляет 486 кг/м3. Литий — щелочный металл, однако с водой он реаги- рует значительно менее энергично, чем натрий. Литий активно реагирует с некоторыми газами (азотом, водородом, кислоро- дом, углекислым газом), причем с азотом соединяется при ком- натной температуре. Литий более агрессивен по отношению к конструкционным материалам, чем натрий и калий, причем его коррозионная активность очень сильно зависит от наличия з нем примесей, особенно нитрида лития Li3N. Литий обладает большим сечением захвата тепловых ней- тронов (в 118 раз больше, чем вода) из-за содержания в при- родном литии 7,4% стабильного изотопа 6Li, который и является поглотителем тепловых нейтронов. Если уменьшить содержание этого изотопа до 0,26%, то литий по захвату тепловых нейтро- нов станет равноценен натрию. Однако стоимость обогащения высока. Висмут обладает достаточно высокой температурой плавле- ния (544 К) и большой плотностью (9750 кг/м3 при 770 К). По теплофизическим свойствам висмут уступает натрию, однако его ядерно-физические и физико-химические свойства уникальны: он практически не вступает в реакцию с водой, имеет очень малое сечение захвата тепловых нейтронов (в 17,6 раза меньше, чем вода), растворяет металлическое ядерное топливо, что позволя- ет использовать его для жидкометаллических топливных систем, которые одновременно служат теплоносителем. Следует иметь в виду, что при захвате нейтрона висмут превращается в радио- активный летучий полоний (период полураспада 103 года), по- этому крайне опасно всякое нарушение герметичности первого контура. 71
Значительно снизить температуру плавления позволяет при- менение сплава висмута со свинцом. Эвтектический сплав (44,5% Pb+55,5% Bi) имеет температуру плавления 398 К. Теплофизические свойства сплава (за исключением тепло- проводности) близки к средним для висмута и свинца, его теп- лопроводность ниже теплопроводности чистых свинца и вис- мута. Газы. В качестве газовых теплоносителей и рабочих тел можно рассматривать водород, гелий, азот, воздух, углекислый газ, метан и некоторые другие газы. Основные преимущества газовых теплоносителей и рабочих тел по сравнению с жидкими веществами — более высокая термическая и радиационная стой- кость, химическая (коррозионная) пассивность (для некоторых газов). Недостатки — низкие плотность, теплоемкость и тепло- проводность и, следовательно, низкая интенсивность теплоотда- чи; при применении газов в качестве теплоносителей необходи- мо высокое давление в контуре при разумных мощностях, за- трачиваемых на их прокачку. По совокупности свойств лучшим газовым теплоносителем является водород, который отличается прежде всего прекрас- ными теплофизическими свойствами (самые большие среди га- зов теплоемкость и теплопроводность). Однако из-за взрыво- опасное™ практическое применение водорода пока не рассма- тривается. К недостаткам водорода можно отнести также срав- нительно большие затраты мощности на его прокачку. Меньшие затраты мощности требуются на прокачку метана (см. с. 62), но он сильно диссоциирует уже при 770 К и поэто- му неприменим для высокотемпературных газовых реакторов. Следующим за метаном и водородом газом по затратам мощ- ности на прокачку идет С02 (см. с. 62). Этот газ очень дешев, имеет малое сечение поглощения нейтронов. В течение многих лет С02 успешно используется в качестве теплоносителя на газоохлаждаемых реакторах, эксплуатируемых в Великобрита- нии, однако диоксид углерода нельзя использовать в качестве теплоносителя в высокотемпературных реакторах из-за его ра- диолиза и термического разложения на оксид углерода и кис- лород, что приводит к реакции между СО, О и углеродом. Эта реакция при высоких температурах сопровождается переносом углерода с горячих поверхностей контура на холодные поверх- ности (например, в парогенераторах). В двухконтурных ЯЭУ, где рабочим телом является вода, недопустимо попадание СОг в воду или наоборот, так как образуется угольная кислота Н2СО3, что интенсифицирует коррозию материала контура. Воздух и азот близки по своим свойствам. Их общий недо- статок— значительная наведенная активность при прохождении через активную зону из-за образования радиоактивных нукли- дов аргона, азота, углерода. В воздухе (особенно во влажном) 72
Таблица 2.1. Сравнение свойств некоторых теплоносителей Требования к теплоносителю Высокий коэффициент теплоотдачи Малая затрата энергии на перекачку Высокая температура кипения (или отсутствие фазового перехода в диапазоне высоких температур) Низкая температура плавления Малое коррозионное воздействие на конструкционные материалы Стабильность свойств под воздейст- вием излучения и температуры Малая аварийная опасность и опас- ность, вызванная наведенной ак- тивностью Отсутствие неблагоприятного влия- ния на баланс нейтронов в реак- торе Доступность Низкая стоимость н2о + + — + • + • • + + + + DaO + + — + • -ь • + • — Дифе- нил • • • — + — + • + + Na + + + + — — + — — • • СО, — + + + + + • • + 4- + Не ~ТГ — + + + + + + + + + + + + • • Обозначения: +-\ очень хорошо удовлетворяет требованиям; ч хорошо удов- летворяет требованиям; ф — посредственно удовлетворяет требованиям; плохо удов- летворяет требованиям. окисление урана протекает намного быстрее, чем в углекислом газе. Азот взаимодействует с карбидом урана. Самый перспективный газовый теплоноситель — гелий. По своим теплопередающим свойствам он уступает только водоро- ду. Гелий практически не захватывает нейтроны и вследствие малой атомной массы является хорошим замедлителем. В целом по своим ядерно-физическим свойствам гелий лучше всех дру- гих газов отвечает требованиям, предъявляемым к теплоносите- лям. Гелий химически стабилен и диссоциирует под облучением только при очень высоких температурах (около 104 К). Актива- ция гелия обусловлена незначительными примесями нуклида 3Не (его объемное содержание примерно 1,4-10-7%) и может не учитываться. ( Гелий — химически инертный газ и не реагирует с конструк- ционными материалами активной зоны и контура. Химическая активность гелия определяется только примесями, присутствие которых вызвано несовершенством технологии его получения и возможными натечками различного рода веществ из смежных контуров (пары воды, водород, смазочные материалы газодувок и др.). К недостаткам гелия следует отнести малую объемную те- плоемкость, высокую стоимость и высокую текучесть (способ- ность проникать через очень малые неплотности). В настоящее время стоимость гелия значительно снизилась, так как его по- 73
лучают как побочный продукт производства природного газа. Она составляет сейчас примерно 1% стоимости электроэнергии, вырабатываемой на высокотемпературных ЯЭУ с реакторами HTR. Отмеченные выше недостатки газовых теплоносителей (низ- кие теплоемкость и теплопроводность) частично можно сниве- лировать, используя диссоциирующие газы. Наиболее эффек- тивный из этих газов — тетраоксид азота N2O4 — обладает ма- лой скрытой теплотой конденсации, высокими теплоемкостью и теплопроводностью, не оказывает существенного влияния на за- медление и захват нейтронов в реакторе. Однако из-за высокой токсичности и коррозионной агрессивности по отношению к кон- струкционным материалам (особенно с примесями воды) тетра- оксид азота не нашел пока применения в качестве теплоноси- теля ЯЭУ. В заключение приведем табл. 2.1, в которой сравниваются свойства некоторых теплоносителей. Глава 3 РАСЧЕТ И ОБОСНОВАНИЕ ВЫБОРА ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ 3.1. ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОВЫХ СХЕМ Принципиальная тепловая схема является основной расчет- ной и технологической схемой энергетической установки любого типа: электростанции, судовой или космической. Выбор типа, составление принципиальной тепловой схемы и ее расчет пред- ставляют собой один из важнейших этапов проектирования энер- гетической установки, на этом этапе определяется ее тепловая экономичность. В основе оценки тепловой экономичности лежит термодинамическая эффективность преобразования тепловой энергии, характеризуемая КПД термодинамического цикла — термическим КПД. Реализуемые в ЯЭУ термодинамические ци- клы и начальные параметры рабочего тела в значительной мере зависят от конструкции и типа реактора и от физических свойств используемого теплоносителя. Большое количество типов реакторов, разнообразие приме- няемых теплоносителей в сочетании с разнообразием функцио- нального назначения действующих и проектируемых ЯЭУ, ре- жимов их работы и условий эксплуатации, также в сильной сте- пени влияющих на состав оборудования и особенности тепловых схем, привело к тому, что применительно к ЯЭУ предложено большое количество различных тепловых схем. Наибольшая оп- ределенность в принципах построения тепловых схем и выборе 74
состава оборудования достигнута при разработке тепловых схем АЭС. Это объясняется прежде всего тем, что сразу же после постройки и успешной эксплуатации первых АЭС вопросам те- пловой экономичности придавалось одно из первостепенных зна- чений. Кроме того, для АЭС, особенно для двухконтурных, мож- но было в полной мере использовать имеющийся опыт разра- ботки тепловых схем паротурбинных электростанций на органи- ческом топливе. Тепловые схемы действующих и проектируемых в настоящее Еремя судовых ЯЭУ главным образом подчинены условиям обеспечения различных режимов работы, необходимых для вы- полнения требований по ходовым качествам и маневренности судна, надежности и безопасности работы установки (резерви- рование основного и вспомогательного оборудования, наличие аварийных систем, защитных устройств и т. п.). Стремление к компактности установки, позволяющей уменьшить массу и объем биологической защиты ЯЭУ и противоударной защиты корпуса судна, также сильно повлияло на выбор состава обо- рудования энергоустановок. В результате в ущерб тепловой экономичности тепловые схемы действующих судовых ЯЭУ бо- лее просты и в термодинамическом отношении менее совершен- ны по сравнению со схемами АЭС. Вместе с тем общность про- цессов, протекающих в реакторах, механизмах и устройствах судовых и стационарных энергетических установок, позволяет считать, что опыт работы стационарных энергетических устано- вок может быть с успехом использован в дальнейшем при соз- дании судовых ЯЭУ. Тепловые схемы космических энергетических установок на ядерном топливе еще в большей степени подчинены особым усло- виям работы в космосе. Специфика работы в космосе — отсут- ствие атмосферы и невесомость—влечет за собой необходи- мость сброса теплоты только излучением и особый подход к ор- ганизации теплообмена (особенно в испарителях и конденсато- рах). Эти особенности в сочетании с требованием минимума массы космической ЯЭУ приводят при проектировании к опти- мизации ее по массе в целом (с учетом массы холодильника- излучателя). В связи с этим, как правило, приходится отходить от оптимума по коэффициенту полезного использования тепло- вой энергии. Если в наземных электростанциях для повышения тепловой экономичности идут на усложнение циклов и схем пре- образования энергии, то в космических установках, наоборот, приходится избегать каких-либо усложнений, связанных с вве- дением дополнительного оборудования и коммуникаций. Изложенное позволяет считать целесообразным в методиче- ском отношении рассмотреть вопросы, относящиеся к содержа- нию, расчету и обоснованию принципиальных тепловых схем ЯЭУ на примерах тепловых схем АЭС 75
3.2 СОСТАВ И НАЗНАЧЕНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ АЭС Схему преобразования и использования тепловой энергии рабочего тела в энергетической установке (в том числе в АЭС) называют тепловой. На ней показаны оборудование, посредст- вом которого осуществляются тепловые процессы, и объединение этого оборудования в единую установку линиями трубопрово- дов. Различают принципиальную и полную (развернутую) теп- ловые схемы. Принципиальная тепловая схема включает только основное оборудование — реактор, парогенератор, турбину, основные и вспомогательные теплообменные аппараты (конденсаторы, ре- генеративные подогреватели, деаэраторы, испарители, холодиль- ники, питательные насосы и компрессоры и т. п.). Состав этого оборудования определяется прежде всего типом термодинами- ческого цикла и его параметрами, видом теплоносителя или ра- бочего тела и целевым назначением установки. На принципи- альной тепловой схеме для достижения большей четкости не показываются оборудование, агрегаты и целые системы, имею- щие одинаковое функциональное назначение и работающие па- раллельно. По тем же соображениям на схему не наносятся дублирующие линии трубопроводов, переключающие и вспомо- гательные соединительные трубопроводы и арматура. В отличие от принципиальной тепловой схемы на полной (развернутой) тепловой схеме приводятся все оборудование, все агрегаты и системы — рабочие, резервные, вспомогательные. Трубопроводы изображаются со всеми параллельными линия- ми, обводами и соединениями. Наносится основная и дублиру- ющая арматура. Чертеж полной тепловой схемы сопровождает- ся спецификацией, соединяющей данные о типе, числе и техни- ческих характеристиках оборудования. Полная тепловая схема и ее спецификация характеризуют уровень надежности и тех- нического совершенства АЭС. Полная тепловая схема разраба- тывается после составления и расчета принципиальной тепловой схемы, после выбора основного оборудования, решения вопро- сов о его резервировании и других вопросов, связанных с обес- печением необходимого уровня надежности. Такая классификация тепловых схем является условной, при- нятой при рассмотрении тепловых схем электростанций. Встре- чаются схемы, которые по количеству и составу упрощений за- нимают промежуточное положение. Например, для принципи- альных тепловых схем судовых ЯЭУ обязателен показ резерв- ного оборудования (главного и вспомогательного), принципа построения систем, обеспечивающих работу основного оборудо- вания, в том числе систем охлаждения, смазки, водоподготовки и др. ' 76
Принципиальная тепловая схема станции составляется на основании планируемых для нее электрических и тепловых на- грузок с учетом необходимости обеспечения требуемого уровня надежности и экономичности отпуска электроэнергии и теплоты потребителям. При составлении принципиальной тепловой схе- мы АЭС выбирают: 1) тип электростанции; 2) тип реактора, его мощность и параметры теплоносителя; 3) вид цикла (паротурбинный, газотурбинный, комбиниро- ванный и т. п.) и его начальные параметры; 4) применительно к паротурбинному циклу: тип, количество, а следовательно, и единичную мощность турбин, схему регене- ративного подогрева воды; расположение и тип устройств, обес- печивающих допустимую конечную влажность пара; тип и мес- то включения деаэраторов питательной воды и питательных на- сосов; тип привода питательных насосов (электрический и паро- турбинный) и схему включения приводной турбины; способ и схему подготовки добавочной воды (химическое или термиче- ское обессоливание); при термической подготовке добавочной воды определяют место и схему включения испарителей в систе- му регенеративного подогрева; схему отпуска теплоты на собст- венные нужды и внешним потребителям; схемы и оборудование для использования теплоты различных вспомогательных потоков пара и воды (теплоты непрерывной продувки, выпара из деаэ- раторов, пара из эжекторов и уплотнений турбин и т. п.); 5) применительно к газотурбинному циклу: тип и мощность турбин и компрессоров, степень регенерации, количество ступе- ней сжатия и промежуточного охлаждения газа, схему и обору- дование поддержания давления в контуре, схему регулирования мощности для работы на частичных нагрузках, схему очистки газа и др.; 6) применительно к комбинированным циклам: параметры соответствующих ступеней комбинированной схемы (газопаро- вой, натрий-водяной и т. п.), мощность основного оборудования главной ступени, соответствующее оборудование и схемы для паротурбинной (п. 4) и газотурбинной (п. 5) частей. Таким образом, можно видеть, что принципиальная тепловая схема станции состоит из ряда схем, выбор которых и взаимная увязка в единое целое и составляют задачу начального этапа разработки тепловой схемы станции. Составление принципиаль- ной тепловой схемы может быть проведено лишь на основании предварительных проработок, сопоставления и анализа различ- ных зариантов, оптимизационных и технико-экономических рас- четов с учетом опыта эксплуатации действующих станций и ре- зультатов научных исследований. Следующий этап разработки принципиальной тепловой схе- мы— ее расчет, а именно: определение расходов и параметров 77
рабочего тела и теплоносителя в любой точке схемы. На основа- нии полученных данных уточняют технические характеристики основного оборудования и устанавливают технические условия, по которым могут быть выбраны или запроектированы элемен- ты вспомогательного оборудования. С учетом расчетных данных определяют показатели тепловой экономичности станции и ее элементов. Такими показателями тепловой экономичности АЭС и ее элементов, равно как и показателями тепловой экономично- сти любой другой энергоустановки, предназначенной для преоб- разования тепловой энергии (или посредством тепловой энер- гии) в другие виды (механическую, электрическую и т. п.), яв- ляются КПД и удельные расходы теплоты. Определить эти ха- рактеристики можно из уравнений теплового баланса Узатр==Уисп~| Упот» ("•*/ или в относительном виде 1=Л+?пот, (3.2) где Q3aTp, Qhcii, Qhot — количества затраченной, полезно исполь- зованной и потерянной теплоты соответственно; г\ = = QHcn/Q3aTp— КПД; ^пот=0пот/Сзатр —относительные потери теплоты, где учтена и теплота, отводимая в «холодном источ- нике» при низшей температуре термодинамического цикла. Равенство (3.2) показывает, что оценку тепловой экономич- ности можно проводить как по КПД, так и по относительным потерям. Это имеет большое практическое значение, поскольку часто бывает проще и точнее определить относительные поте- ри или их изменение, чем КПД. Для станций и энергоустано- вок, вырабатывающих один вид энергии, КПД можно опреде- лить также из выражения п Т1 = ^П T\eh (3-3) /=1 где r\i — внутренний абсолютный КПД цикла; r\ej — эффектив- ные КПД, характеризующие неизбежные потери, вносимые каждым из п элементов станции или энергетической установки. Для простых циклов r\t можно выразить через r\t — термический КПД и т]ог — относительный внутренний КПД: r\t=r\ti\oi- (3.4) При комбинированной выработке энергии (например, элек- троэнергии и теплоты для отопления зданий) на АЭС или в какой-либо другой энергетической установке двухцелевого 78
назначения возникают трудности при оценке тепловой эконо- мичности такого комбинированного энергопройзводства. Эти трудности обусловлены тем, что на станции вырабатываются одновременно качественно неравноценные виды энергии — электрическая и тепловая. Эта неравноценность не учитывает- ся таким показателем, как КПД. Кроме того, при комбиниро- ванном производстве энергии за счет общих затрат ядерно- го топлива, когда вырабатываемая энергия разных видов на- правляется разным потребителям, всегда возникает необходи- мость раздельного определения показателей экономичности производства этих видов энергии. Поэтому для характеристики степени совершенства комбинированного энергопройзводства принято использовать не один, а два и больше показателей. В последнее время для термодинамического анализа и оп- тимизации тепловых циклов и схем энергоустановок все чаще применяется эксергетический метод анализа. В этом методе теп- ловая экономичность характеризуется эксергетическим КПДк\жс, который в отличие от термического и внутреннего КПД количест- венно учитывает неравноценность различных видов энергии, в частности механической (работы) и теплоты. Это позволяет использовать эксергетический КПД как единственный показа- тель при оценке энергетической эффективности комбинирован- ного производства энергии*. Проиллюстрируем приведенные положения на примере оп- ределения показателей тепловой экономичности для двухкон- турной конденсационной АЭС и АТЭЦ, работающих на насы- щенном паре. Конденсационная АЭС. Такая станция вырабатывает толь- ко электроэнергию, и в основе ее работы лежит цикл Ренкина. На рис. 3.1,а представлены простейшая тепловая схема такой станции и Т—5-диаграмма идеального цикла. Как известно, в этом цикле подвод и отвод теплоты происходят по изобаре (отвод и при 7=const), а сжатие и расширение — по адиабате. Существенное преимущество цикла Ренкина для жидкостей, изменяющих агрегатное состояние, заключается в значительно меньшей затрате работы на сжатие. Термический КПД такого цикла _ <7о-?к / . (*о — 4в) — (*к--гк) Я0-//он^ Я0 <7о Qo ~ <7о "~~ Qo <7о (3.5) где q0 — удельное количество теплоты (на 1 кг пара), подво- димой в парогенераторе, кДж/кг; qK — удельное количество теп- * Подробнее см. Гохштейн Д. П., Верхивкер Г. П. Анализ тепловых схем атомных электрических станций: Учеб. пособие. — М.: Атомиздат, 1978. 240 с. 79
В теплосеть Рис. 3.1. Схемы конденсационной АЭС (а) и АТЭЦ (б): 1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — турбогенератор; 4 — деаэратор; 5 — конденса- тор; 6 — конденсационный насос; 7 — питательный насос; 8 — циркуляционный насос; 9 — редукционно-охладительная установка; 10 — подогреватель сетевой воды лоты, отводимой в конденсаторе, кДж/кг; i0 — энтальпия пара на выходе из парогенератора, кДж/кг; /п.в — энтальпия воды на входе в парогенератор, кДж/кг; /к — энтальпия пара на вхо- де в конденсатор, кДж/кг; iK' — энтальпия воды на выходе из конденсатора, кДж/кг; H0 = i0—iK — располагаемый изоэнтро- пический перепад; Яон=1/п.в—tVK—изоэнтропический перепад в насосе; I — полезная удельная работа идеального цикла, кДж/кг. За счет потерь в турбине срабатывается не весь располага- емый теплоперепад Я0, а действительный Hi. Отношение дей- ствительного теплоперепада к располагаемому определяет внутренний относительный КПД: r\oi=Hi/Ho. Внутренний абсолютный КПД турбины t\i = r\tr\0i(l—£пр), (3.6) (3.7) где |пр — коэффициент потерь с протечками. Теперь если определить механические потери в турбине в виде t]M=Ne/Niy потери в генераторе (электрические) в виде Hr=N3/Ne (где Nt> Ne, N3 — соответственно мощности внутрен- няя, на валу турбины и электрическая), то можно написать выражение для абсолютного электрического КПД турбоуста- новки АЭС: *\B=r)tr\oi{l—lnp)r\Mr\r. (3.8) Рассмотренные коэффициенты характеризуют потери, которые относятся только к турбоустановке и генератору. Кроме этих потерь на АЭС .имеются еще потери теплоты и в других эле- ментах энергоустановки: ядерном реакторе, парогенераторе, теплообменниках, трубопроводах и др. Эти потери учитывают- 80
ся при подсчете полного КПД АЭС соответствующими относи- тельными коэффициентами: ^АЭС = Ъ Т]р ^ПГ *Чтр1 Т]тр2, (3.9) где г|р характеризует потери теплоты в реакторе; ijnr—в пароге- нераторе; т)тр1, Лтрг — в трубопроводах первого и второго кон- туров. Величины т]э и т]АЭС — коэффициенты брутто, так как не учи- тывают расхода электроэнергии на собственные нужды стан- ции. Если удельный расход энергии на собственные нужды со- ставляет №с.н, то КПД АЭС нетто с учетом затраты энергии на собственные нужды Тлэс- ^~JC-H =-^(l--^)-Wl-**■). (ЗЛО) где ^с.н=^сн/^э — доля затраты энергии на собственные нужды. КПД АЭС нетто может быть определен по зависимости ^АЭС^АЭС^.н» (3.11) где т]с.н== WsH/W3 — КПД собственных нужд АЭС. Отметим, что приведенные соотношения справедливы как для простых, так и для сложных циклов (циклы с регенераци- ей, с промежуточным перегревом пара и т. п.). Различие меж- ду этими циклами отразится в определении величин q0 и Но. Например, цри наличии промежуточного перегрева ?о = (^о + «п.пАУ-Св;, Н = Н'о + Н'о9 (3.12) где Но' и Но" — располагаемые изоэнтропические перепады, срабатываемые в ступенях турбины соответственно до и после перегрева; ап.п — массовая доля пара после промежуточного перегрева; Д/П.п — изменение удельной энтальпии в результате промежуточного перегрева; /п.в—энтальпия питательной воды. Очень часто в расчетах при проектных разработках прини- мают WC.H равным расходу энергии на привод питательных и циркуляционных насосов. Если для привода насоса использу- ется паровая турбина, то полезная мощность турбоустановки уменьшается соответственно на величину, равную мощности, расходуемой на насос: №с.н = (Хп.вЛр#он/т1нас. (3.13) Здесь а™ — отношение расходов питательной воды и пара; /СР — отношение фактического напора насоса к минимально необходимому; т)нас — КПД насоса; Н0н — изоэнтропический перепад в насосе. 6—7000 81
Тогда полезная мощность главной турбоустановки (нетто) W3»=W3—WC.H и КПД нетто АЭС Пэс = (^а-^сн)/<7о = УУЧ* (3-14) Как уже отмечалось, оценка тепловой экономичности про- водится также по удельному расходу теплоты. Обычно в рас- четах используют удельный расход теплоты на турбоустановку q3 и удельный расход теплоты на всей АЭС ?АЭС. Эти вели- чины обратно пропорциональны ранее определенным КПД *Чэ и Чаэс : 9э=3600/лэ; (3.15) <7АЭС «3600/Чаэс. (3.16) Здесь <7э и ?азс выражены в килоджоулях на IJkBt-ч. Показатели тепловой экономичности АТЭЦ. Упрощенная тепловая схема АТЭЦ изображена на рис. 3.1,6. АТЭЦ выра- батывает электроэнергию и одновременно через сетевые подо- греватели отпускает теплоту главным образом для отопления, горячего водоснабжения и вентиляции жилых и промышленных зданий. Пар для подогрева воды в сетевом подогревателе на- правляется из регулируемого отбора турбины. Для покрытия пиковых нагрузок по производству теплоты может использо- ваться редукционно-охладительная установка (РОУ). Для то- го чтобы выяснить влияние теплофикационного отбора пара на показатель тепловой экономичности, необходимо рассмотреть паровой и тепловой балансы АТЭЦ: G = Gn+GK; (3.17) N3=Nn+NK9 (3.18) где G— общий расход пара на турбину; Gn — расход пара, от- бираемого из промышленного отбора турбины; GK — расход па- ра, направляемого в конденсатор; NB, N„, NK — электрическая мощность турбоустановки общая, вырабатываемая паром отбо- ра и производимая паром, поступающим в конденсатор, соот- ветственно. Сравним этот расход пара на турбоустановку с расходом пара на такую же турбину, работающую по чисто конденсаци- онному циклу без отбора пара, на той же мощности N3: Gk.s = Лу адг (/в - у = NJHf адг. (3.19) При отборе пара Gn и том же расходе пара на турбину G мощность турбины (ее части низкого давления) уменьшится на величину AN9=Gn(in—*'к)ЛмЛг. (3.20) 82
Здесь in — удельная энтальпия пара регулируемого промыш- ленного отбора турбины, Для поддержания постоянной мощности турбины при нали- чии отбора пара Gn необходимо увеличить расход пара на тур- бину (той части расхода, которая поступает в конденсатор) на величину AG = *И* = *"~/к Gn. (3.21) Тогда для работы на мощности N9 общий расход пара через турбину G = Ск.э + ДС = ——^ + -±=±- Gn, (3.22) где отношение (in—*к)/(*о—U) принято называть коэффициен- том недовыработки электроэнергии паром отбора и обозначать обычно уп. На основании полученных зависимостей можно определить расход пара в конденсатор и его уменьшение при отборе уП: GK= G—Gn=Gk.3— (l—Уп) Gn, (3.23) где 1—*/п=(*о—in)/(io—Ik)—показатель, определяющий долю выработки электрической энергии паром отбора. В первом приближении можно считать, что GK э = GK.3- Тог- да уменьшение расхода пара в конденсатор при наличии отбо- ра можно выразить в виде AG„ = GJL - GK = (1 - уп) Gn. (3.24) Экономия теплоты (уменьшение потерь в холодном источ- нике) при выработке одного и того же количества электроэнер- гии и теплоты по сравнению с их раздельным производством составит AQ= (1—уи) Gn(iK-tV). (3.25) Полученная экономия теплоты относится одновременно к производству и электроэнергии, и теплоты. Поэтому тепловая экономичность АТЭЦ должна характеризоваться показателями тепловой экономичности по производству теплоты и по произ- водству электроэнергии. Как уже отмечалось, используя толь- ко понятие КПД ^атэц = ОисЛтр = (ЛГЭ + QJ/Qp, (3.26) этого сделать нельзя, поскольку здесь и электроэнергия (более ценный вид энергии), и низкопотенциальное тепло, отдаваемое потребителям, входят как равноценные составляющие. Напри- мер, относительное увеличение количества отпускаемой тепло- ты за счет свежего пара (использование РОУ, см. рис. 3.1,6) 6* 83
или ухудшение экономичности преобразования энергии в про- точной части турбины (снижение коэффициента т]о;) будут так же влиять на изменение ^АТЭС, как и использование теплофи- кационного отбора. В связи с этим в Советском Союзе принято всю экономию, получаемую от совместного производства электроэнергии и теплоты на ТЭЦ, относить на выработку электроэнергии. В этом случае потерями при производстве низкопотенциального тепла считаются только потери, связанные с производством и транспортом пара (т. е. потери, которые имеют место на ТЭЦ при раздельном производстве теплоты и электроэнергии). По- казателем тепловой экономичности производства тепловой энергии в этом случае служит "Чт.п = Qt.ii/Qt.p "= ^р Т)ПГ ^тр1 Т]тР2 Чт.сэ (3.27) где QT.n — количество теплоты, отведенной тепловому потреби- телю; QT.p — количество тепловой энергии реактора, расходуе- мой для производства QT.n; т]т.с — доля потерь теплоты в теп- ловых сетях, а показатель тепловой экономичности по произ- водству электроэнергии на АТЭЦ т,» = ^ . (3.28) При постоянных электрической модности станции и параметрах пара 7]^тэц будет всегда|выше, чем т]АЭС конденсационной станции, и будет увеличиваться с ростом количества теплоты, отпускаемой тепловому потребителю. Однако, так [же [как и т)дТЭЦ, величина т]атэц не дает полн°й характеристики термодинамического совер- шенства производства электроэнергии. Так, если на АТЭЦ с худшими техническими и тепловыми характеристиками от- пуск теплоты через отборы турбины будет значительно выше, чем на станции, технически более совершенной, то и т]эАТЭЦ для нее может оказаться более высоким. Поэтому на АТЭЦ допол- нительно применяется еще один показатель — удельная выра- ботка электроэнергии на тепловом потреблении 3Tn=^3.T.n/QT.n, (3.29) где Л^э.т.п — количество электроэнергии, вырабатываемой паром отборов для теплофикационных нужд, а также паром отборов на регенеративный подогрев питательной воды. Удельная вы- работка электроэнергии на тепловом потреблении зависит от термодинамического совершенства энергетической установки (i\oi, ци "Пм, т)г и т. п.). Чем выше ЭТП, тем выгоднее применять комбинированное производство электроэнергии и теплоты. 84
3.3. ПАРОТУРБИННЫЕ АЭС Основная задача расчета тепловой схемы АЭС, работающей по паротурбинному циклу,— определение расходов пара и во- ды на электростанции и прежде всего начального расхода па- ра на турбину при ее заданной мощности. В ряде случаев при- ходится решать обратную задачу, т. е. при заданном начальном расходе пара определять мощность турбоагрегата и станции в целом. Конечный результат расчета тепловой схемы — пока- затели тепловой экономичности АЭС и ее отдельных установок. Расчет тепловой схемы проводится при номинальной (мак- симальной) нагрузке и частичных режимах нагрузки, что необ- ходимо для построения энергетической характеристики стан- ции. Основное и вспомогательное оборудование станции выби- рают в результате расчета схемы при максимальной нагрузке с учетом возможности его работы на частичных нагрузках. Например, при расчете принципиальной тепловой схемы АТЭЦ рассматриваются следующие режимы: основной «расчетный» при максимальной тепловой нагрузке (наибольший отпуск теп- лоты на отопление из отборов турбины и наибольший отпуск пара промышленному потребителю) и наибольшей электриче- ской мощности Ыэ; режим низшей расчетной температуры на- ружного воздуха; режим минимального отпуска теплоты на отопление, соответствующий включению и отключению отопи- тельной нагрузки; режим без отопительной нагрузки, но с бы- товой нагрузкой (горячее водоснабжение); при чисто конденса- ционном режиме без отпуска теплоты. В соответствии -с принятой методикой расчет тепловой схе- мы включает несколько этапов: Первый этап. На основе заданных или выбранных началь- ных и конечных параметров пара строят i—S-диаграмму про- цесса работы пара в турбине (рис. 3.2). Помимо начальных параметров пара должны быть известны (или варьироваться) параметры промежуточной сепарации влаги и параметры про- межуточного перегрева пара. Для АТЭЦ должны быть опре- делены параметры пара в отборах на тепловое потребление. Для построения i—S-диаграммы необходимо знать еще внут- ренний относительный КПД r\oi отдельных цилиндров турбины. Значение r\0i устанавливают в соответствии с имеющимися про- ектно-конструкторскими данными по турбинам аналогичных типов. Построенная i—S-диаграмма используется далее для выбора параметров регенеративного подогрева питательной воды в отдельных его ступенях (см. § 3.4). Точки отбора пара в регенеративные подогреватели, равно как и точки отбора па- ра на теплофикацию, эжекторы, уплотнения валов турбины и другие цели, наносятся на I—S-диаграмму. Первый этап рас- чета завершается составлением сводной таблицы параметров 85
6,0 6,5 7,0 7,5 5,кДж/ГкГ-К) Рис. 3.2. i—5-диаграмма процесса расширения пара в турбине К-500-65/3000 (х — паросодержание) пара и воды в турбоустановке и элементах тепловой схемы, участвующих в подогреве питательной воды. В таблицу вно- сятся: температура, давление, энтальпия пара от входа в тур- бину по ступеням отборов до входа в конденсатор (то же вно- сится для конденсата и воды, начиная от конденсатора и кончая последней ступенью регенеративного подогрева), парамет- ры конденсата греющего пара, данные о подогреве воды и ох- лаждении греющего пара в подогревателях. Второй этап. Составляют уравнения материального балан- са, определяющие соотношения между расходами пара, кон- денсата, питательной и добавочной воды. При составлении этих уравнений устанавливают: потери пара и воды в системе АЭС, протечки пара через уплотнения, расход продувки паро- генераторов и т. п. В результате, представляя расходы пара и воды в долях начального расхода пара на турбину G0, полу- чают ряд безразмерных соотношений для относительных рас- ходов. Например, паровой баланс конденсационной турбины Go=2 Gr+2 Gy+2 Ge+ GK, (3.30) где Go —расход свежего пара на турбину; Gr — расход пара на регенеративные отборы; Gy —протечки пара через уплот- нения; Ge — расход пара на различные отборы; GK — количе- ство пара, поступающего в конденсатор. 86
Это уравнение может быть выражено в виде 1=2аг+2<ау+2ае+ак, (3.31) где ar=Gr/Go\ ay=Gy/Go; ae=Ge/Go; clk=Gk/Go. Третий этап. Составляют и решают уравнения теплового баланса различных подогревателей (регенеративных, сетевых, вспомогательных, испарителей, деаэраторов и т. п.). Последо- вательность расчета зависит от типа АЭС, особенностей кон- кретной тепловой схемы и задачи расчета. Обычно удобно придерживаться следующей последовательности расчета: сна- чала составить и решить уравнения теплового баланса тех по- догревателей и теплообменников, для которых известно абсо- лютное количество передаваемой теплоты (сетевых подогрева- телей, паропреобразователей, испарителей и т. п.); потом со- ставить и решить (если нужно совместно) уравнения для регенеративных подогревателей высокого давления; затем со- ставить и решить уравнения материального и теплового балан- сов деаэратора и уравнения теплового баланса регенеративных и вспомогательных подогревателей низкого давления. В заклю- чение расчетов проводится контроль правильности балансов подогревателей посредством определения пропуска пара в кон- денсатор турбины по паровому балансу [уравнение (3.31)] и по балансу конденсата (по результатам расчета тепловых ба- лансов подогревателей). Четвертый этап. Определяют расход пара на турбину или ее электрическую мощность (если задан расход пара). Для этого используют энергетическое уравнение турбоустановки, которое соответственно можно представить в двух видах: G0 = GK+ 2 урЛ G0 =-- GK.0 Д 1 - | yj a А , (3.32) где G/, a/ — расход и доля пара в отбор; у3— коэффициент не- довыработки энергии паром отбора; GK.0=:N3/HKiif\Mif]r — расход пара на турбину без отборов; #к* — теплоперепад конденсаци- онного потока пара; —ТГ~ = 2G^+i Ht.u+i- (3,33) Здесь G/,/+i — расход пара через отсеки турбины между отбо- рами / и /+1; #/,/,/+! — внутренний теплоперепад в соответст- вующих отсеках турбины. Пятый этап. Определяют показатели тепловой экономично- сти турбоустановки, энергоустановки (блока) и АЭС в целом. Для этого в зависимости от типа станции используют выраже- ния (3.8), (3.15) или (3.28), (3.29) для КПД и удельного рас- хода теплоты. 87
3.4. РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ Термодинамические основы и энергетическая эффективность регенерации тепла. Применительно к паротурбинному циклу регенеративный подогрев рабочего тела (питательной воды) осуществляется за счет отбора части пара в процессе его рас- ширения в турбине в одной или нескольких точках. В этом случае часть теплоты отбираемого пара, которая при чисто конденсационном цикле терялась с охлаждающей водой, воз- вращается (регенерируется) обратно в цикл. Очевидно, что регенеративный подогрев питательной воды — один из спосо- бов использования отработанной теплоты в схеме самой стан- ции. Это позволяет существенно повысить экономичность и яв- ляется одним из важнейших мероприятий в усовершенствова- нии рабочего процесса тепловой электрической станции и энер- гетических установок, работающих по циклу Ренкина. Непосредственное изображение такого регенеративного цикла в Т—5- или /—S-координатах затруднительно, так как такие диаграммы циклов строятся для постоянного количест- ва пара (обычно для 1 кг), а в рассматриваемом регенератив- ном цикле количество пара переменно из-за отборов на реге- нерацию. Для правильного изображения регенеративного цик- ла с отборами пара вводят третью координату — массу пара G. Тогда рядом с обычной Т—S-диаграммой строят Т—G-диаграм- му. На рис. 3.3 изображены обе диаграммы для цикла с дву- мя регенеративными отборами для насыщенного пара. Т—G-ди- аграмма построена для относительного количества пара G/G0. Отрезки 1У (1—си), (1—'си—аг) и другие соответствуют отно- сительным количествам пара, проходящего по отдельным сту- пеням турбины, а отрезки си, а2 и т. д.— долям расхода пара, отбираемого для подогрева воды. Вода подогревается отбора- ми пара соответственно: первым (по ходу пара) —до точки си вторым — до точки с2 и т. д. Т—5-диаграмма при таком изобра- жении цикла как бы состоит из нескольких диаграмм, поло- женных друг на друга, а именно bcdfb — для 1 кг пара, расши- ряющегося от начальных параметров до давления в конденсаторе, О с с'2с\ Рис. 3.3. T—S- и Т— (/-диаграм- мы идеального регенеративного цикла с отборами пара 88
c2cde2C2 — для 1 кг пара, расширяющегося до давления по- следнего отбора, и т. д.— всего три диаграммы. При вычисле- нии удельной полезной работы в этом случае площади диаг- рамм следует умножить на соответствующие относительные расходы пара и просуммировать: / = a1Fc\cdeiCx + <x2FC2fCte2fs+ (x-j/bcdfb* (3.34) где в соответствии с материальным балансом ак=1—си—аг— относительное количество пара, поступающего в конденсатор. Эта же удельная работа может быть вычислена через эн- тальпии пара в точках отбора: /=<xi (to—h) +а2 (to—t2) +ак (t0—tK). (3.35) Удельное количество теплоты, переданной питательной во- де паром отборов, выражается как <7рег = *lFct'cx§xg + a2^c^cte2gt (3.36) или через энтальпию пара отборов 9per=Ctiti + a2t2. (3.37) КПД теоретического (идеального) паротурбинного цикла с регенеративным подогревом питательной воды в соответст- вии с общей формулой для КПД имеет вид r\r=l/q0, (3.38) где<70=(/—/п#в) — удельный (на 1 кг пара) расход теплоты; tn#B — удельная энтальпия питательное воды, поступающей в пароге- нератор. Величины <7о и Vb могут быть представлены из уравне- ния теплового баланса через энтальпии пара отборов и отно- сительные расходы пара: 4в = <*к*к + <Mi + <V2 + ...; (3.39) Qo = ('о — '«) a* + ai («о — h) + a2 («o - Q + - (3-40) Если обозначить удельную работу, производимую паром, по- ступающим в конденсатор, 1к= (to—tK)aK, а удельную работу, производимую паром отборов, г 1г= Ц('о — 4)ah то КПД регенеративного цикла т)г= (/K+/r)/[aK(to-tK,)+/r]. (3.41) 89
Так как i'o—*к'=<7ок есть не что иное, как количество теплоты, подводимой к 1 кг пара в парогенераторе, при работе турбо- установки по простому циклу Ренкина без регенерации, то тер- мический КПД этого простого цикла Л/к=/к/(<7окак). (3.42) Тогда КПД регенеративного цикла после несложных преоб- разований может быть представлен зависимостью -Цг^Ък 1 + /г//к . (3.43> Отношение Ar = -±- = -l±i- (3.44) 1к ак"к называется энергетическим коэффициентом регенеративного цикла. Здесь Ат — отношение работы, совершаемой паром от- боров, к работе конденсационного потока пара; Л/= (i'o—ij) — теплоперепад, срабатываемый паром, поступающим в /-й от- бор; Як= (io—1к)—теплоперепад, срабатываемый паром, по- ступающим в конденсатор. Таким образом, коэффициент цг зависит от Аг и т^к. Отно- сительное изменение КПД регенеративного цикла выражается зависимостью д- = Ъ-Чк \-Чк (3#45> ' Чк 1/Лг + УЦк Из (3.45) видно, что Дг]г всегда положительно при Аг>0 и что Аг]г тем больше, чем больше Ат и меньше y]tK. Величина r\tK однозначно определяется начальными и конечными параметра- ми пара, а величина Ат зависит от многих параметров (коли- чества подогревателей г теплоперепадов /ij, конечной темпера- туры подогретой питательной воды Гп.в и их соотношений). Очевидно, что при такой зависимости от нескольких парамет- ров должны существовать значения этих параметров, при ко- торых Аг максимальна. Поэтому один из важных этапов расче- та схемы регенеративного подогрева составляет определение оптимальных значений температуры питательной воды, числа регенеративных подогревателей и распределения подогрева между ними, при которых энергетическая эффективность реге- неративного подогрева максимальна. Характер зависимости экономии теплоты от температуры питательной воды и числа подогревателей иллюстрируется кри- выми на рис. 3.4. По оси абсцисс отложен относительный подо- грев питательной воды, т. е. величина о=(ТПЛ—Тк)/(Т0н—Гк), которую принято называть степенью регенерации, по оси ор- 90
Рис. 3.4. Зависимость отно- сительной экономии тепло- ты от степени регенерации и числа ступеней подогрева Рис. 3.5. Зависимость отно- сительного прироста КПД регенеративного цикла от числа подогревателей •Чы)/{г)гмакс—т|*). Кри- вые построены для случая равномерного распределения подо- грева воды по ступеням. Видно, что при одном подогрева- теле относительная экономия теплоты равна нулю при подогре- ве воды острым паром (/г=0, так как hr=0) и при использо- вании для подогрева отработавшего пара (/г=0, так как аг= = 0). Максимальная экономия теплоты в этом случае получа- ется ngn а=0,5. При увеличении числа подогревателей отно- сительная экономия теплоты растет, а оптимальная степень регенерации увеличивается. Максимальная энергетическая эф- фективность регенерации получается при бесконечном числе ступеней подогрева и степени регенерации <т=1. Однако ана- лиз кривых показывает, что относительный прирост КПД с каждым последующим дополнительно включенным регенера- тивным подогревателем очень быстро уменьшается. Это хоро- шо видно на рис. 3.5, где Ацг — общее повышение КПД; 6цг — повышение КПД от одной ступени. Термодинамически такая зависимость энергетической эффективности регенерации от рас- сматриваемых параметров объясняется необратимостью про- цессов теплообмена в подогревателях при их конечном числе 1 Только при Z-^oo температурные перепады в подогревателях ДГ-^О и процессы теплообмена приближаются к равновесным (обратимым), что и обусловливает максимально возможный КПД цикла. Для насыщенного пара при а=1 этот максималь- ный КПД регенеративного цикла равен КПД цикла Карно. С этими же условиями необратимости процессов связано и на- личие оптимума в зависимости эффективности регенеративно- го подогрева от расположения отборов. Оптимизация распределения подогрева питательной воды по ступеням обязательна при разработке и расчете регенератив- ных схем подогрева питательной воды. Выбор оптимальной 91 динат — относительная экономия (цг-
схемы, особенно при разработке новых турбин, позволяет при прочих равных условиях без дополнительных затрат увеличить КПД энергетической установки. Выбор числа и параметров регенеративных подогревателей. Для достижения максимальной тепловой эффективности жела- тельно иметь как можно больше ступеней регенеративного по- догрева и максимальную температуру подогретой питательной воды (см. рис. 3.4), причем выгоднее использовать смешиваю- щие подогреватели, так как в этом случае из-за отсутствия до- полнительного перепада температур 6 = 2-^5 К, необходимого для реализации теплообмена между греющим паром и водой, теплота пара отборов используется более полно. Вместе с тем увеличение числа регенеративных подогревателей и степени ре- генерации наряду с повышением КПД (сокращением расхода топлива) влечет за собой рост капиталовложений, связанных как с изготовлением собственно подогревателей и соответству- ющих коммуникаций, так и с удорожанием основного обору- дования (парогенераторов, сепараторов, паропроводов, ЦВД турбины и т. д.) в связи с ростом удельного расхода пара при увеличении степени регенерации. Все это приводит к тому, что выбор числа регенеративных подогревателей и конечной температуры питательной воды пре- вращается в комплексную технико-экономическую задачу. В результате решения этой задачи, в ходе которого приходит- ся проводить вариантные расчеты с различным числом подогре- вателей и с разной температурой питательной воды, определя- ется число подогревателей Z и Тп.в, при которых оптимальна общая экономичность, соответствующая минимуму удельных приведенных затрат (см. гл. 4). Как правило, эта экономиче- ски оправданная температура питательной воды и соответст- вующее значение степени регенерации а ниже оптимальных в отношении тепловой экономичности. Опыт создания современ- ных мощных конденсационных станций как на органическом, так и на ядерном топливе показал, что оптимально использо- вание 7—9 регенеративных подогревателей при степени регене- рации 0,8—0,9 значения, при котором КПД максимален. Как уже отмечалось, при выбранном числе подогревателей энергетическая эффективность регенеративного подогрева за- висит от распределения подогрева между отдельными подогре- вателями, т. е. от параметров отбираемого пара, поступающего в подогреватели. Наивыгоднейшее распределение подогрева между отдельными подогревателями определяется по максиму- му КПД регенеративного цикла (3.43) или энергетического ко- эффициента Аг (3.44). При аналитическом решении этой зада- чи зависимость для КПД представляют в следующем виде: т]к=1—<7какА7о, (3.46) 92
Рис. 3.6. Схемы регенеративного подогрева питательной воды со смешиваю- щими подогревателями (а), с подачей конденсата дренажными насосами пос- ле соответствующего подогревателя (б), с подачей конденсата дренажными насосами перед соответствующим подогревателем (в), с каскадным сливом дренажа (г), с каскадным сливом и одним дренажным насосом (д), с по- верхностными и одним смешивающим подогревателями (е): 1—4 — регенеративные подогреватели; 5 — турбина; 6 — генератор; 7 — конденсатор; 8 — конденсатный насос; 9 — питательный насос; 10 — дренажный насос; // — деаэратор где qK=iK—1к —удельное количество теплоты, передаваемой z охлаждающей воде в конденсаторе, кДж/кг; ак=1— ^аг — г=1 относительное количество пара, поступающего в конденсатор; <7o=t"o—^пл — удельное количество теплоты, подводимой в па- рогенераторе (реакторе), кДж/кг. Если использовать уравнения теплового и материального балансов регенеративных подогревателей [например, для схе- мы с Z подогревателями смешивающего типа (рис. 3.6,а)], то входящие в выражение (3.46) величины ак и аг можно пред- ставить следующим образом. Из балансных уравнений полу- чаем для подогревателя 1 *н1 = <*i*i + (1 — ах) /Н2*> «1+102+03+ ... +az= 1, 93
где iHi, *н2 — удельная энтальпия при температурах насыщения соответствующих отборов; i\—удельная энтальпия пара отбо- ра, поступающего в подогреватель; *н1 — 'н2 0'1-4)+(4-4) qi + Zl ' 1—ai=^i/(?i+ri); (3.47) (3.48) ti —подогрев воды в подогревателе У, кДж/кг; Ц\ — удельное количество теплоты, переданной греющим паром отбора воде, кДж/кг. Для подогревателя 2 *н2 (1 — <*i) = а2/2 + (1 — ах — а2) i'H3\ ] а2 = (1 —ax)- *н2 'н1 (^2—^на) + ^н2~ ^нз) = (l-*l) Яг Я2 + Ч 1 — аг— а2 = Яг \ + Ч Яг+Ч Я2 (<7< + *i) (Я2 + ч) (3.49) Для подогревателя г (3.50) II 2 aj Мнг = CLrir -f ( 1 Z) aH ^*H(r+l)J V ^ V'r+v ?r+v-1-1- <?/ + */ 4 /=1 y /=1 ; Из этих соотношений следует, что "к = ( 1 - 2 "г) - П ?,/(?, + */)• (3.51) В зависимости для КПД (3.46) q0 можно представить как <7о = «о — V + V — С.в = ?пг + тпп (3-52) где qnr = /0 — i0r — удельное количество теплоты, необходимой для испарения и перегрева 1кг пара в парогенераторе,гкДж/кг; ^пг — = *У — *н.в — удельное количество теплоты, кДж/кг, необходимой для нагрева питательной воды в парогенераторе от температу- ры Гп.в до температуры насыщения при начальном давлении 94
Рис. 3.7. Изменение перепадов эн- тальпий по пару и воде между по- догревателями и удельного количе- ства теплоты, отдаваемой паром при регенеративном подогреве питатель- ной воды от i'k до l'o ^ 520 V ^ 500 320 280 ^ 240 А 200 ^iso £> по £> 80 40 -{- L. W* ь V*j I I L \ J i X I J I \ I Ti-J\ i 4 i 0 ¥0 80 120 160 2002М££,кД)к/кГ T0. Подставляя (3.51) и (3.52) в (3.46), получаем z Vr = 1 Як п «I ?ПГ + ТПГ АА qi + it /=1 у (3.53) Для того чтобы аналитически найти экстремум этой функ- ции, в первом приближении принимаем, что q\ — ступенчатая функция (рис. 3.7, верхняя кривая). Тогда, считая q^ постоян- ной в пределах изменения параметров около каждого /-го от- бора, экстремум величины г\г можно найти по экстремуму функции F-Kr + zur)Jl /=i ?; + ' (3.54) Поскольку Xj связаны между собой уравнением подогрева пи- тательной воды в системе подогревателей пг + *1 + ^2 + ^3 + .- + *Z = V — 'V (3.55) для отыскания относительного максимума функции F исполь- зуется метод Лагранжа. Согласно этому методу, вводя допол- нительную функцию и неопределенный множитель Я, рассмот- рим условный максимум для функции Ф=77+^Р, (3.56) 95
где (f ■= Д • хпг— STr- г=1 Максимум Ф определяется условиями *. ?Ф п 0Ф /ч 0Ф п 0Ф п /0 С7Ч — = 0; -— = 0; —- =■ 0:...; -^г = 0. (3.57) dz7 Продифференцировав (3.57), получим систему уравнений п /=1 <7/ + */ >Я = 0; ^пг+тпг ТТ */ + т/ <7i п 1=2 «I Я = 0; (?пг + *Пг) (9i + xt) -Л- 9/+*/ X = Q. п. 11 „/ 92 Й1 Ь ?пг+тпг Яг /=з ?пг+тпг ТТ 9/ + т/ ТТ Ъ + г ' /=r+l ' /=i П /=1 -я = о. (3.58) Решая последовательно-попарно полученные уравнения, находим соотношения: из первых двух * + «. = <7ПГ+*пг . ?i+xi= ^ ШГ I "пг } (3.59) <7i ?i из второго и третьего ±Jl±± = ±Jl±±. q2+.2 = q1 + 4 <7i Я2 Я* Ях и так далее ?z + Tz = <7z-i + xz-r Соотношения (3.59) можно представить в другом виде, если вместо <7Пп хпг» ^ь Ti п°Дставить их выражения через энтальпии пара отборов: ?пг + хпг=/о — i'nl; 96
<7i + 'i = 'i —'й; Тогда соотношения (3.59) превращаются в условия fto=.Ti; /ii=t2;...; Лг-1=тг;...; /iz-i=tz, (3.60) где fto, Ль Л2, ...,hz — теплоперепады по пару в турбине между отборами. Соотношения (3.60) позволяют решить задачу оптимизации распределения подогрева воды между подогревателями графи- чески (см. рис. 3.7). При умеренных давлениях (до 5 МПа) для нахождения оптимума можно считать q=const во всем ин- тервале изменения давлений в турбине. Тогда из соотношений (3.60) следует равномерное распределение подогрева воды по подогревателям, т. е. V = Ч ="■• = -. =-z = ('но - ОН2 +1). (3.61) Приведенные соотношения можно применять в расчетах как для конденсационных установок, работающих на насыщен- ном и перегретом паре, так и для установок с регулируемыми теплофикационными отборами (АТЭЦ). Так как на АТЭЦ давление в регулируемых отборах задается, то весь интервал возможного подогрева воды разбивается соответственно на два и больше интервалов в зависимости от числа регулируемых отборов. При одном отборе устанавливаются два интервала (от температуры на входе в первый регенеративный подогрева- тель Тк до температуры Тр в регулируемом отборе и от Тр до температуры насыщения при давлении на входе в турбину Го). Распределение отборов в каждом интервале проводится по приведенным выше зависимостям. Относительное увеличение КПД при применении регенерации на ТЭЦ больше, чем на конденсационных установках. Схемы регенеративного подогрева и методика их расчета. В зависимости от способа передачи теплоты греющего пара пи- тательной воде в регенеративных схемах используются два ти- па подогревателей — смешивающие и поверхностные. В смеши- вающих подогревателях благодаря непосредственному контак- ту греющего пара и питательной воды удается провести нагрев до максимально возможной температуры, равной температуре насыщения (конденсации) греющего пара ТП=ТН. В поверх- ностных подогревателях, где греющая и нагреваемые среды разделены стенкой, для обеспечения передачи теплоты требу- ется некоторая разность температур 0 (обычно 3—5 К) меж- ду температурой насыщения греющего пара и температурой 7—7000 97
воды на выходе из подогревателя, т. е. Тп = Тн-в. (3.62) Таким образом, термодинамически по тепловой экономично- сти регенерации использование поверхностных подогревателей менее эффективно. Однако в схеме со смешивающими подогре- вателями (см. рис. 3.6) для обеспечения работы установки не- обходимо после каждого подогревателя устанавливать насос большой производительности, работающий на горячей воде, что сильно удорожает установку и снижает надежность ее работы. Поэтому на практике в схемах регенеративного подогрева при- , меняются в основном поверхностные подогреватели, а смеши- вающий подогреватель устанавливается, как правило, один и . используется как деаэратор. Схемы регенеративного подогрева питательной воды с по- верхностными подогревателями (см. рис. 3.6,6—е) различают- ся способом дренажа (отвода конденсата греющего пара). Воз- можны три основные принципиально различные схемы дрена- жа: подача конденсата греющего пара дренажными насосами в главный трубопровод после подогревателя, подача конденса- та греющего пара дренажными насосами в главный трубопро- вод перед подогревателем, каскадный слив конденсата греюще- го пара в паровую полость рядом стоящего подогревателя более низкого давления (см. рис 3.6,6—г). Очевидно, что все эти .схемы термодинамически неравноценны. Наиболее эффек- тивна после схемы со смешивающими подогревателями (см. рис. 3.6,а) схема на рис. 3.6,6 (минимальная разность темпе- ратур и, следовательно, минимальная термодинамическая необ- ратимость смешения потоков дренажной и питательной воды), наименее эффективна каскадная схема (ввод дренажа отбора пара более высокого давления в подогреватель пониженного давления уменьшает расход пара этого отбора, а следователь- но, и выработку энергии паром отборов). Для повышения теп- ; ловой экономичности применяют комбинированные схемы. Наибольшее распространение получили схема со смешиваю- щим подогревателем (см. рис. 3.6,е) и схема с каскадным сли- вом и одним дренажным насосом (см. рис. 3.6,д). Для уменьшения потерь от необратимости при теплообмене в схемах с поверхностными подогревателями и каскадным сли- вом дренажа используются так называемые охладители дрена- жа — встроенные или выносные теплообменники, в которых конденсат греющего пара охлаждается до температуры, близ- кой к температуре воды на выходе рядом стоящего подогрева- теля (рис. 3.8). В турбоустановках, работающих на перегретом паре, в пер- вых по ходу пара регенеративных подогревателях поверхност- ного типа благодаря соответствующей организации теплообме- 98
Рис. 3.8. Схема включения охла- дителя дренажа: /, 2 — регенеративные подогреватели; 3 — охладитель дренажа греющего па- ра из /; 4 — дроссельная шайба на возможен нагрев части питательной воды до температуры более высокой, чем температура насыщения греющего пара. Соответствующие элементы теплообменных поверхностей — охладители пара, обычно встроенные в подогреватель, рассчи- тываются таким образом, чтобы греющий пар на выходе из них имел температуру на 7—15 К выше температуры насыщения. Задачей расчета схемы регенеративного подогрева пита- тельной воды является определение расхода пара, поступаю- щего в подогреватели из отборов турбин (обычно в долях об- щего расхода пара на турбину), и показателей экономичности схемы регенерации или удельного расхода теплоты. При реше- нии этой задачи выбираются параметры отборов пара и назна- чаются недогрев воды в подогревателе до температуры насы- щения греющего пара в, разность температур (энтальпий) между питательной водой и охлажденным конденсатом на вхо- де воды в охладитель дренажа 0О, потери теплоты в окружаю- щую среду и снижение давления в отборе вследствие гидрав- лических потерь. В соответствии с типом подогревателя и схе- мой его включения составляется система уравнений теплового и материального балансов подогревателя, при этом возможны следующие основные варианты этих соотношений. 1. Для схемы со смешивающими подогревателями и дренаж- ными насосами используются зависимости (3.50) и (3.53). 2. Для схемы с поверхностными подогревателями и дренаж- ными насосами (см. рис. 3.6,6) зависимости приведены ниже. Подогреватель 1. Тепловой баланс для подогревателя и смесителя описывается уравнениями ai (h—im) = (1 — ах) /п1 — /п2; аг1я1 + (1 — а^ /п1 = /„,. Исключив из этих уравнений i'nU получим общее уравнение для подогревателя и смесителя из которого следует ai = (i — iia) = ini — i п2, *п! *п2 <ll - *н!> + ('н ~ <nl) + ('nl - 4) * + «V + Т1 Яг +4 ' 99
Здесь qxf =. qx -f в/; в' = /«i — *ni- Из уравнения для смесителя этого подогревателя а1'н1 + (1 — al) (^н1 — *nl) ~ *н1 — Hi можно найти в/=(1—ai)0i. Подогреватель 2. Уравнения теплового баланса для подогревателя и смесителя имеют вид а2 (*'i — *'н2) = (1 — ах — а2) (/п2 — /пз); (1 — ах — а2) t'n2 +■ а2/н2 = (1 — ах) /п2, откуда, исключая /п2> можно получить а2 ('а — *пз) = (1 — «1 — a2) ('п2 — *пз). Вводя т2 = /„2— 'пз', вг ^ *'н2— «п2'» ?2 = <72 + ©2» записываем «, = (l-«i) , ^ , »(1-а1)—* L^iL_ ?2 + в2' + *2 ^'+Х2 ^2' + ^ <7l'+4 Подогреватель г. Решая уравнения теплового ба- ланса ar (h — i'*r) = I 1 ~ £ ay (/„г — /nr+1); аг/нг + 1 + S аА i'nr = I 1 — Е «j Ьпг аналогично предыдущему, получаем г_1 я' ar= Ь Т[ — • (З-63) /=i 3. Для схемы с каскадным сливом и охладителем дренажа конденсата (см. рис. 3.6,г и 3.8) имеются следующие уравнения. Подогреватель 1. Запишем уравнения баланса для подогревателя и охладителя дренажа al =" 0*1 — *д) = (*п1 — *'п2); *д1 =; *п2 + 901» где 6oi—температурный напор на входе подогреваемой воды в охладитель дренажа. Подставляя зависимость для /Д1 в ба- лансное уравнение, получаем .' .' ал = Ai ;; ; ;; (*1 — 1н0 + (1и\ - *nl) + (*Ш ~ 'itf) — во: 100
Обозначив 'ni — *п2 = Ну vi — 'ш; = Яи 'ш — *т =■ ~1, выразим а,- т> где ?i//=?i+ei—во1. Подогреватель 2. Уравнения баланса для подогревате- ля и охладителя дренажа имеют вид а2 (/2 — /д2) + ах (/Д1 — /дг) = (/П2— *пз); *Д2 = *пЗ + Q02J *Д1 — *Д2 ~ *п2 — 'пЗ + (Qol — в02) = т2 + ©12* Из этих уравнений получим „ _ (1 — al)^2 —а1в12 2 .' .' ' (^2 W+^ltf"- ^П2) + (*П2 *пз) %2 или с учетом принятых обозначений a = (1 — al)*2— а1в12 (1 — а1)^ — ав12 2 <72 + в2-е02 + т2 " <72" + Т2 где ?2,/=^2+в2—во2. Подогреватель г. Введя обозначения тг, вг-1,г, ?/' и: подобные в уравнения баланса г-1 ar (V — 'щ) + S ar Одг-l — *дг) = (/пг — ^nr + l); /=1 ^дг = ^п г+1 Н~ Ног, получим аг= (1— S^Jv—2aA-i.r (<7г" + V). Если учитывать, что обычно принимают e0i = 602 = e0z, то ©12=623= ... =0r-i,r= .. =6z-i,z = 0. Тогда если г-1 г-1 V 1=1 1=1 окончательно имеем Г-1 ЧГ--ТТ7Т- Пгт^— • (3-64) /=1 ' 101
КПД при каскадном сливе дренажа регенеративных подо- гревателей зависит от того, куда направляется дренаж после последнего подогревателя. Если дренаж направляется в кон- денсатор, то он охлаждается и КПД заметно снижается. Это можно видеть из выражения z •Чр = —. 1 ./ , «к <7к + У! ar 6oz) , (3.65) 'о — 'п.в \ Ш J I где 8oz = *az — 1к> Если конденсат из последнего подогревателя подается дренажным насосом в трубопровод питательной во- ды, то второй член в круглых скобках в (3.65) пропадает и вы- ражение для КПД становится таким же, как и для других схем. Относительная эффективность различных схем регенератив- ного подогрева приведена ниже: Расход Регенеративная схема тепло* ты, % Смешивающие подогреватели 100 Поверхностные подогреватели с вводом дренажа после каждого подо- гревателя . . 100,4 Поверхностные подогреватели с вводом дренажа перед каждым подо- гревателем 100,5 Каскадный отвод дренажа 103 Комбинированная схема с дренажным насосом 102 Комбинированная схема с поверхностными и смешивающими подогре- вателями 100,6 3.5. РАСЧЕТ РАЗЛИЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ПАРОТУРБИННОЙ АЭС Как уже отмечалось, в состав принципиальной тепловой схемы АЭС помимо рассмотренной в § 3.3 системы регенера- тивных подогревателей входит еще целый ряд элементов, не- обходимых для обеспечения нормальных условий ее работы. К таким элементам относятся: системы и установки поддержа- ния в заданных пределах термодинамических параметров (кон- денсаторные, эжекторные установки); аппараты и системы, обеспечивающие требуемое качество рабочего тела или тепло- носителя, его восполнение при утечках и очистку (деаэраторы, испарители и т. п.); эжекторные установки и система подвода И отвода пара к уплотнениям вала турбины и штоков регули- рующих клапанов; питательные насосы и турбины для их при- вода, а также ряд других установок и систем. Все эти установ- ки и аппараты обладают той особенностью, что помимо своего основного функционального назначения они прямым образом связаны с процессом преобразования энергии и непосредствен- 102
но влияют на тепловую экономичность АЭС. Поэтому расчет принципиальной тепловой схемы обязательно включает в себя и расчет перечисленных элементов. Рассмотрим основные осо- бенности этих расчетов. Деаэраторы. Основное назначение деаэраторов — удаление из воды растворенных в ней кислорода и агрессивных газов (С02, HN03 и др.), способствующих интенсивной коррозии стенок парогенераторов, трубопроводов, теплообменников и прочего оборудования АЭС. Требования к содержанию в пита- тельной воде газов в растворенном состоянии очень жесткие: по кислороду—15 мкг/кг, по углекислому газу — полное отсут- ствие. Для кислорода это значительно меньше, чем может рас- твориться в воде при атмосферном давлении (при 298 К в воде растворяется до 8 мг/кг кислорода). Для удаления из питательной воды газов на тепловых стан- циях (в том числе и на АЭС) применяются в основном терми- ческие деаэраторы смешивающего типа. Согласно закону Ген- ри количество растворенных газов в воде пропорционально их парциальному давлению над поверхностью. Например, количе- ство растворенного в воде кислорода <Ъ. = *о, Ро* (3-66) где /Со2 — коэффициент абсорбции кислорода водой (зависит в ос- новном от температуры); р —парциальное давление кислорода над жидкостью. При повышении температуры воды по мере приближения ее к температуре насыщения над поверхностью воды увеличи- вается парциальное давление водяного пара и падают парци- альные давления газов (рис. 3.9). Эта особенность и исполь- зуется в термических деаэраторах смешивающего типа, где благодаря специально организованному хорошему контакту с греющим паром дегазируемая вода нагревается до темпера- туры насыщения и частично испаряется. Для гарантированного 280 300 320 дЧО Г, К Рис. 3.9. Зависимость растворимости кислорода (/) и парциальных давле- ний водяного пара (2), кислорода (3) и воздуха (4) от температуры воды при атмосферном давлении 103
снижения парциального давления газов над поверхностью во- ды до значений, близких к нулю, количество непрерывно отво- димого из деаэратора пара в смеси с газом должно составлять в среднем 1,5—3,0 кг на 1 т деаэрируемой воды. При расчете деаэратора как элемента принципиальной тепловой схемы ре- шаются следующие вопросы: определяются место и схема включения деаэратора в тепловой схеме энергетической уста- новки, а также количество, параметры и расходы воды и пара, подводимых к деаэратору и отводимых из него; анализируется эффективность его как регенеративного подогревателя. Вопро- сы эффективности работы деаэратора как дегазирующего уст- ройства и теплообменного аппарата, его технические характе- ристики на заданную производительность разрабатываются при конструировании деаэраторов (см. гл. 6). Деаэратор в тепловой схеме АЭС включается как регенера- тивный подогреватель смешивающего типа. В связи с этим по- сле него всегда устанавливаются питательные насосы, а сам деаэратор включает в себя баки-аккумуляторы, служащие для сбора и хранения определенного запаса воды. На АЭС реко- мендуется иметь запас воды 0,8—1,1 кг на 1 кВт установлен- ной электрической мощности. Эффективность дегазации в деаэраторе практически не за- висит от давлений. Поэтому место установки деаэратора опре- деляется главным образом условиями, связанными с располо- жением питательных насосов, с разбивкой тракта питательной воды и системы регенеративного подогрева на участки схемы высокого и низкого давления. Более высокое давление в де- аэраторе предпочтительней по стоимости регенеративной схе* мы, так как уменьшается число ПВД. Однако с повышением давления, а следовательно, и температуры питательной воды в деаэраторе ухудшаются условия работы питательных насо- сов, увеличиваются расход энергии на перекачку из-за роста удельного объема воды и масса собственно деаэратора. На АЭС, как правило, используются деаэраторы повышенного давления (0,4—0,7 МПа). На одноконтурных АЭС с целью уменьшения поступления продуктов коррозии в реактор де аэратор может устанавливаться как последняя ступень регене- ративного подогрева. Применяются две схемы подключения деаэраторов к отбо- рам турбины (рис. 3.10). По схеме на рис. 3.10,а деаэратор включается как самостоятельный регенеративный подогрева- тель к отдельному нерегулируемому отбору турбины. Для обес- печения его работы при переменных нагрузках турбины давле- ние в нем выбирается заметно ниже, чем в отборе турбины, и поддерживается постоянным путем дросселирования. Это при- водит к дополнительным тепловым потерям. Кроме того, на нагрузках значительно ниже номинальных и в режиме холо- 104
В систему вентиляции -W., Ч££ -W- f) Рис. 3.10. Схемы включения деаэратора как самостоятельного регенеративного подогревателя (а) и параллельно поверхностному регенеративному подогре- вателю (б): 1—3 подвод пара от регенеративных отборов турбины; 4 — деаэратор; 5 — питательный насос; б — регенеративный подогреватель; 7 — охладитель выпара стого хода необходимо подводить пар от отбора с более высо- ким давлением или дросселировать острый пар. Более экономична в тепловом отношении и более удобна для поддержания постоянного давления схема на рис. 3.10,6 (деаэратор подключается к отбору турбины параллельно с ре- генеративным подогревателем, так что вместе они образуют одну ступень регенеративного подогрева). В этом случае дрос- селирование пара перед деаэратором не приводит к дополни- тельным тепловым потерям. На номинальном режиме работы турбины давление в деаэраторе устанавливают на 40—45% ниже давления в отборе, что обеспечивает возможность сохра- нять постоянным это давление при снижении нагрузки турби- ны до 70%. Для работы на более низких нагрузках (до 30— 40%) предусмотрено подключение деаэратора на следующий отбор более высокого давления. При режимах холостого хода, так же как и в схеме на р/ис. 3.10,а, используется острый пар после РОУ. Во избежание лишних потерь тепла с выпаром по- следний отводится из деаэратора через охладитель, установлен- ный на потоке конденсата, поступающего в деаэратор (рис. 3.10,6). При расчете деаэратора как элемента тепловой схемы стан- ции составляются и решаются уравнения материального и теплового балансов. Уравнение материального баланса П к + GB ПНД + GK ПВД + 2°п/ + 2°в/ = °п.в + °п.] 1 1 (3.67) 105
где Gn>JL—расход греющего пара деаэратора, кг/ч; бвпнд —расход основного конденсата после ПНД, кг/ч; бкпвд—расход конденса- та греющего пара из ПВД; 2G„/ — дополнительные расходы пара (из уплотнений турбины, из расширителя непрерывной продувки парогенератора и др.)» кг/ч; 2GB/— дополнительные расходы воды, поступающей в деаэратор (добавочной, химиче- ски очищенной воды, конденсата выпара, возвращаемой в де- аэратор добавочной воды из испарителей и др.), кг/ч; Gn.B — расход питательной деаэрированной воды, кг/ч; Gn.Bbin — расход пара с выпаром, который принимается в долях Gn.B, т. е. " Gn.BMn = aAGn.B, кг/ч; ад=0,005^0,01—доля выпара по отноше- нию к деаэрированной воде. Это же уравнение можно представить в долях расхода па- ра на турбину: п к ап. д + ав ПНД + ак ПВД + 2 а" J + 2 "** = ( * + ^ "«" (3'68) 1 1 Уравнение теплового баланса: ^п'п + GB пнд /в пнд + GK пвд U пвд + п к 2 Guj i'nj + 2 G*J г'в + авыпr a* Gn.B = 1 0 = (1 + -%iS) Gn.B In в+ вдОп.в«п.вып- - (3.69) Здесь /п, /в, /впнд,-«кпвд и т.. д. —удельные энтальпии соответ- ствующих потоков пара и воды, кДж/кг; aBbin/*aAGn.B«QBbin — теплота выпара, возвращаемая в деаэратор в единицу време- ни (г — удельная теплота конденсации пара). Если в охлади- теле выпара нагревается вода, не поступающая в деаэратор, . ТО QBbm = 0. В результате совместного решения уравнений (3.68) и (3.69) определяются абсолютный расход греющего пара деаэ- ратора Сп.д (соответственно ап.д) и абсолютный расход кон- денсата после ПНД Овпнд(овпнд). Если при решении расход греющего пара Gn^ окажется отрицательным, то необходимо либо уменьшить количество потоков высоких энтальпий, на- правляемых в деаэратор, либо изменить давление греющего пара. Конденсаторы. Основное назначение конденсатора — под- держание минимальной температуры термодинамического цик- ла преобразования энергии. Поэтому задача расчета конден- сатора как элемента принципиальной тепловой схемы состоит в определении этой минимальной температуры и связанного 106
с ней давления. При реализации паротурбинного цикла на АЭС конденсация пара после турбины осуществляется в по- верхностном теплообменнике, охлаждаемом технической водой. Температура охлаждающей воды определяется климатически- ми условиями в районе расположения станции и выбранной системой технического водоснабжения (см. гл. 12), В зависи- мости от этих условий температура охлаждающей воды колеб- лется в довольно широких пределах (273—313 К). Например, среднегодовая температура охлаждающей воды, обычно ис- пользуемая в расчетах для средней полосы СССР, .составляет в зависимости от выбранной системы технического водоснаб- жения 284—295 К. Температура конденсации пара (температура насыщения) в поверхностном конденсаторе превышает выходную температу- ру охлаждающей воды обычно на 6K=3-f-5 К. В соответствии с этой температурой и устанавливается давление в конденсато- ре (рис. 3.11). Естественно стремиться к возможно большему понижению этой температуры, так как термический КПД цик- ла повышается в этом случае существенно больше, чем при та- ком же изменении начальной температура пара. Однако при увеличении вакуума в конденсаторе резко возрастает удель- ный объем пара, увеличиваются потери с выходной скоростью и конечная влажность пара, падает внутренний относительный КПД последних ступеней турбины. При ограниченной предела ной высоте последних лопаток турбины это приводит к умень- шению мощности турбины при снижении конечного давления более определенного предела. Из теплового баланса конденсатора можно установить, что помимо начальной температуры охлаждающей воды и перепа- да вк температура конденсации пара в нем зависит еще и от кратности охлаждения т (отношения количества охлаждаю- щей воды к количеству пара, поступающего в конденсатор). Действительно, GK (Ik—Ik') = GB (iox.B2—iox.Bi); (3.70) 7,ох.в2 = 7,ох.в1+ (iK—1к')/срт+вк, (3.71) где m=GB/GK —кратность охлаждения; 7ох.вь 4х.вь и Г0х.в2, *'ох.в2 — соответственно температура, энтальпия охлаждающей воды на входе и выходе конденсатора. Температура конденса- ции 7,к = 7,ох.в2+вк, тогда с учетом (3.71) Тк = Т0хл1+ (1к—1к')/срт. (3.72) Из рис. 3.12 можно видеть, что при кратности охлаждения больше 80 давление в конденсаторе практически от нее не за- висит. Поскольку снижение температуры конденсации и давле- ния в конденсаторе вследствие уменьшения подогрева 0К и крат- 107
70 г ТК,К sot SO Г *0b дО 305 300 295 290 L285 Тк ytt /W*na 7 6 5 <t 3 2 l> \\ \293K ч v v ^ <, -^ 288K /283K 21 2 3 *t 5pK#X\tx. 20 W 60 80 WO/71 Рис. 3.11. Зависимость температуры насыщения Тк и удельного объема v" на- сыщенного пара от давления пара в конденсаторе рк Рис. 3.12. Зависимость давления в конденсаторе от кратности охлаждения при разной температуре охлаждающей воды ности циркуляции m всегда связано с дополнительными капи- таловложениями и расходами энергии на собственные нужды, конечная температура и давление в конденсаторе должны вы- бираться на основании технико-экономических расчетов. Обычно оптимальные значения кратности охлаждения для современных мощных турбоустановок тепловых станций, в том числе и АЭС, лежат в пределах 50—60, а недогрев 0К, как уже упоминалось, составляет 3—5 К. Это приводит к тому, что в зависимости от температуры охлаждающей воды оптималь- ное давление в конденсаторе составляет 3—5,5 кПа. Эжекторные установки. Назначение эжекторных устано- вок— удаление (отсос) из конденсатора и уплотнений воздуха и других газов, поступающих туда из турбины и засасываемых через неплотности примыкающего к конденсатору пароводяно- го тракта. Удаление воздуха из конденсатора имеет первосте- пенное значение для поддержания необходимого вакуума, а следовательно, и тепловой экономичности турбоустановки. Количество воздуха и газов, поступающих в конденсатор, зависит от многих причин и поэтому может быть определено только по эмпирическим зависимостям, кг/ч: ^возд ~ + 2)' <W = < (3.73) где GK— номинальный расход пара, поступающего в конденса- тор, т/ч; а — коэффициент, равный 1,5 кг/(ч-м) для сварного соединения и 3 кг/(ч-м) для болтового; /ф — периметр фланца соединения корпуса конденсатора с выхлопным патрубком турбины. 108
Рис. 3.13. Схема включения эжекторов для отсоса воздуха из конденсаторов турбин: / — подвод рабочего пара; 2 — выпуск воздуха; 3 — вторая ступень основного эжекто- ра; 4 — перемычка для возможности работы одной второй ступени при пуске турбины; 5 — первая ступень основного эжектора; 6 — отвод конденсата в паровую полость кон- денсатора; 7 — пусковой эжектор; 8 — отсос воздуха из конденсатора; 9 — конденсатор турбины; 10 — конденсатный насос; // — перепуск конденсата рабочего пара эжекторов из холодильника второй ступени в холодильник первой ступени; 12 — трубопровод для рециркуляции конденсата турбины при пуске; 13 — клапан рециркуляции и поддержа- ния уровня в конденсаторе; 14 — регенеративный подогреватель; 15 — отбор греющего пара из турбины Эжекторы для отсоса воздуха из конденсатора обычно вы- полняются двухступенчатыми, что уменьшает расход пара по сравнению с одноступенчатыми. Для того чтобы можно было выбросить воздух в атмосферу, давление паровоздушной сме- си после второй ступени должно быть больше атмосферного. Давление смеси после первой ступени определяют, исходя из условия равенства степеней сжатия в обеих ступенях: р2 = =l/pip4> где pi —давление в конденсаторе; р4 — давление на выходе из эжектора (обычно 0,11—0,105 МПа). Смесь рабочего пара и воздуха после диффузора первой ступени охлаждается для уменьшения работы сжатия во вто* рой ступени, причем пар конденсируется. Смесь рабочего па- ра и воздуха после второй ступени охлаждается в холодильни- ке второй ступени опять же до конденсации пара. Схема вклю- чения эжекторов приведена на рис. 3.13. Рабочим для обеих ступеней эжекторной установки служит пар отборов из турби- ны. Для создания вакуума в период пуска турбины имеется специальный пусковой эжектор, работающий на редуцирован- ном остром паре. Кроме того, для обеспечения работы эжекто- ров при аварийном понижении давления предусмотрен подвод острого пара и к основной эжекторной установке. Расход рабо- чего пара составляет 0,5—0,8% расхода пара на турбину. Охлаждающей водой для холодильников эжекторов служит основной поток конденсата. Таким образом, эти теплообменни- ки являются как бы первой ступенью регенеративного подогре- ва. Конденсат рабочего пара каскадно сбрасывается в конден- ! 109
сатор турбины. Для обеспечения конденсации рабочего пара эжекторов при небольших расходах основного потока конден- сата (в пусковые периоды работы) предусмотрена линия его рециркуляции. Нагрев основного потока конденсата в холо- дильниках эжекторов может быть определен из теплового ба- ланса холодильников: Д*"эж = *эж2 *эж1 = (Лж *эж.кнд), (3.74) где /эж2, Ьж1 — удельные энтальпии конденсата, поступающего из конденсатора турбины после холодильников и до них, кДж/кг; Оэж — расход пара на эжекторы; G/ — расход охлаждающего конденсата через холодильники, равный С+бэж; /эж — 4к.кнд — часть теплоты рабочего пара эжекторов, идущей на нагрев основного потока конденсата, кДж/кг. При средних параметрах пара Д*Эж~3000 кДж/кг нагрев основного потока рабочим паром эжекторов составляет 3—5 К на конденсационных станциях. На АТЭЦ с регулируемыми от- борами пара пропуск пара в конденсатор значительно меньше и нагрев его в холодильниках эжекторов может достигать 10 К и более. Испарительные установки. Наиболее распространенный спо- соб очистки добавочной воды, необходимой для восполнения утечек пара и конденсата энергетических установок, работаю- щих по паротурбинному циклу, так же как и при восполнении потерь теплоносителя реакторов, охлаждаемых водой,— терми- ческое обессоливание (см. гл. 11). Для этой цели используются специальные испарительные установки, которые могут вклю- чаться в систему регенеративного подогрева питательной воды. В этом случае первичным теплоносителем служит пар из от- бора турбины, а вторичным теплоносителем обычно является химически очищенная вода, которая, испаряясь, образует вто- ричный пар. Последний конденсируется в теплообменнике- конденсаторе. На одноконтурных АЭС испарительные установ- ки (испарители) используются для получения пара, подавае- мого к уплотнениям турбин и в эжекторные установки (см. рис. 1.5). В зависимости от требуемого количества воды могут применяться одно-, двух- и многоступенчатые установки. Повторное и многократное использование вторичного пара в качестве греющего теплоносителя в многоступенчатых уста- новках позволяет значительно повысить производительность испарительных установок при практически неизменном расходе пара из отбора турбины. Параметры вторичного пара, равно как и производительность испарительных установок, опреде- ляются способом и местом их включения в тепловую схему. На рис. 3.14 приведены схемы трехступенчатой испари- тельной установки. Вторичный пар первой и второй ступеней ПО
Рис. 3.14. Схемы трехступенчатой испарительной, установки с параллельным (а) и с последовательным (б) питанием: /—подвод греющего пара; 2—4 — испарители первой, второй и третьей ступеней; 5 — отвод вторичного пара; 6 — продувка; / — конденсатор; 8 — подвод охладителя конден- сата; 9 — подвод питательной воды; 10 — подогреватель питательной воды является греющим (первичным) паром соответственно для даждой последующей ступени. Пар последней ступени посту- пает в конденсатор. Конденсаторам может служить любой теп-"' .лообменник электростанции, включая регенеративный подогре-/ .ватель. На многоступенчатых установках пар последней сту-т пени может также конденсироваться в теплообменнике, охлаж-1 даемом водой, поступающей на питание установки. 1 - Питание многоступенчатой испарительной установки можета быть параллельным, как показано на рис. 3.14,а, или последо-ч вательным (рис. 3.14,5). В первом случае питательная вода.- подается из одной общей линии, а продувка осуществляется изч каждой ступени. При последовательном питании вею питатель-I ную воду подают в первую ступень установки. Здесь часть во-л ды испаряется, а остальная поступает в последующую ступень 1 и так далее до последней ступени. В последней ступени осу-^ ществляется продувка. Чтобы уменьшить расход греющего па- ра, питательная вода до поступления в первую ступень подо- ; гревается в подогревателях 10 вторичным паром, отбираемым [ после каждой ступени. ill
При выборе схемы, включая и выбор числа ступеней испа- рительной установки, необходимо проводить технико-экономи- ческие расчеты, поскольку с применением более экономичных схем с конденсатором-испарителем, равно как и многоступенча- тых установок, капиталовложения увеличиваются. Расход первичного пара на одноступенчатую испаритель- ную установку при заданном расходе вторичного пара опреде- ляется из теплового баланса испарителя: GH (*'и — *и) Ъ = °И2 ('иг — <о.в) + GS5 (*'и2 — *'о.в), (3.75) где iH и !*и2 — удельные энтальпии греющего и вторичного па- ра, кДж/кг; г'и и *И2 —удельные энтальпии конденсата грею- щего и вторичного пара; *0.в— удельная энтальпия очищенной воды, ^питающей испаритель, кДж/кг; GS^—расход продувоч- ной воды, питающей испаритель, кг/ч; т]и —КПД испарителя, учитывающий потерю от рассеяния теплоты. Расход продувоч- ной воды С?и2 определяется из уравнения баланса примесей °о.вСо.в = °£г Си + <3И2 СИ2, (3.76) р котором Си, СИ2 и Со.в — содержание определенных примесей в испаряемой воде, паре и воде, питающей испаритель, соот- ветственно, мг-экв/кг, причем С0.в = Ои2р + 0И2. (3.77) Расход продувочной воды обычно выражают в долях вторич- ного пара: GJJ| = a&GE2. Параметры вторичного (пара |7И2 и /и2 в уравнении (3.75)] определяются технико-экономическими расчетами из условий минимальной суммарной площади поверхности испарителя и конденсатора испарителя. При увеличении температурного напо- ра в испарителе АТИ = Т\ — Т\2 можно уменьшить его по- верхность. Однако при увеличении ДГИ снижается давление вторичного пара, что приводит при заданных расходах вторич- ного пара и основного потока конденсата к уменьшению недо- грева в=7У|— Тк в конденсаторе испарителя, а следователь- но, к увеличению его поверхности. Обычно экономически оп- равданным бывает температурный напор в испарителе в пре- делах 10—15 К. Если площадь поверхности конденсатора испа- рителя задана, то увеличение АГИ приводит к уменьшению расхода пара, который может быть сконденсирован. Питательные насосы. При выборе места и схемы включе- ния питательных насосов, как уже отмечалось, нужно исходить из условий, обеспечивающих надежность их работы. Особенно это относится к одноконтурным ЯЭУ, где надежность теплоот- 112
В парообразующую установку В пароо5разующую\ 1 установку -*Т7 $У Я Рис. 3.15. Одноподъемные схемы с одним (а) и с двумя (б) питательными насосами и двухподъемная схема (в): 1 — ПВД; 2 — деаэраторный бак; 3 — одноподъемный питательный насос; 4 — бустерны* насос; 5 — основной питательный насос; 6 и 7 — насосы первого и второго подъемов вода из реактора прямым образом связана с работой питатель- ных насосов. Вследствие высокой температуры и малого недогрева до температуры кипения воды на выходе из деаэратора требует- ся такое взаимное расположение насосов и деаэраторов, при котором полностью исключается вскипание воды на всасе на- соса. Это достигается либо соответствующим превышением расположения деаэраторов над местом установки питательных насосов (10—20 м), либо (Включением между деаэратором и основным питательным насосом так называемого бустерного насоса, создающего подпор на всасе основного насоса. Кроме описанной одноподъемной схемы возможно приме- нение и двухподъемной схемы включения насосов (рис. 3.15). В двухподъемной схеме главный питательный насос включает- ся за всеми ПВД. Предварительно включенный насос первого подъема устанавливается после деаэратора и создает давле- ние, обеспечивающее невскипание питательной воды при ее температуре в последнем по ходу (воды ПВД. По тепловой экономичности одноподъемная и двухподъем- ная схемы включения насосов практически равноценны. Не- большая экономия теплоты имеет место в двухподъемной схе- ме за счет получающейся здесь более высокой по сравнению с одноподъемной схемой температуры питательной воды. Од- нако при одноподъемной схеме расход энергии на перекачку воды меньше, чем в двухподъемной, из-за меньшего удельного объема воды. В результате в одноподъемной схеме питатель- ный насос имеет меньшие мощность и стоимость, чем два на- соса в двухподъемной схеме. В двухподъемной схеме ПВД ра- 8—7000 ИЗ
Рис. 3.16. Схемы включения приводной турбины питательного насоса: 1 — турбина; 2 — генератор; 3 — конденсатор; 4 — конденсатный насос; 5 — питатель- ный насос; 6 — турбопривод; 7 — регенеративный подогреватель ботают при более низком давлении, в связи с чем система ре- генеративного подогрева и дешевле и работает надежнее. В настоящее время на АЭС преимущественно используются одноподъемные .схемы включения питательных насосов. В качестве привода питательных насосов применяются элек- тродвигатели и специальные приводные паровые турбины (см. гл. 7). Выбор типа привода для стационарных ЯЭУ определя- ется в основном требуемой мощностью. На действующих АЭС преимущественно применяются электроприводы благодаря их простоте, быстроте включения и надежности работы. Однако максимальная мощность асинхронных двигателей ограничива- ется 12 МВт. Поэтому для современных энергоблоков АЭС мощностью 1000 МВт и выше турбопривод должен стать ос- новным, а электропривод должен применяться только для вспомогательных пускорезервных насосов. Для судовых и космических ЯЭУ преимущественное рас- пространение получили турбоприводы и турбонасосные агрега- ты (ТНА). Это определяется условиями автономности работы этих ЯЭУ, отсутствием электрбгенерирующих установок соот- ветствующей мощности, лучшей регулируемостью турбоприво- да при работе на переменных режимах и запуске. Приводные турбины питательных насосов могут включать- ся в тепловую схему ЯЭУ параллельно основным паротурбин- ным агрегатам для работы на свежем паре или через РОУ ,{рис. 3.16,а) и к регулируемому отбору основной турбины (рис. 3.16,6), при этом приводная турбина может работать с собственным конденсатором, возвратом конденсата в основ- ной конденсатор или работать с противодавлением, сбрасывая лар в регенеративный подогреватель (рис. 3.16,в). По тепло- вой экономичности ЯЭУ последняя схема предпочтительней, лричем чем больше мощность ЯЭУ и выше КПД приводной турбины, тем больший выигрыш в общем КПД установки дает использование турбопривода. 114
3.6. ГАЗОТУРБИННАЯ ЯЭУ Создание и совершенствование высокотемпературных газо- охлаждаемых реакторов (ВТГР) с температурой газа на выхо- де из реакторов 1070—1470 К открывают перспективу исполь- зования ЯЭУ, работающих по замкнутому газотурбинному цик- лу (ЯГТУ). Эта перспектива связывается со следующими преи- муществами ЯГТУ по сравнению с паротурбинными установ- ками с ядерным реактором: более высоким КПД преобразования тепловой энергии механическую; возможностью использования в одноконтурных установках в качестве теплоносителя и одновременно рабочего тела раз- личных газов; относительно меньшими массогабаритными характеристика- ми; упрощенным регулированием мощности изменением давле- ния в контуре с сохранением высокого КПД в широком интер- вале нагрузок; незначительной потребностью в охлаждающей воде и отсут- ствием специальной водоподготовки; легкостью запуска турбоустановки при любой температуре и быстротой принятия нагрузки. Термодинамические циклы ЯГТУ замкнутого цикла и соот- ветствующие тепловые схемы представлены на рис. 3.17. В простом цикле ЯГТУ (цикле Брайтона) (рис. 3.17,а) рабо- чее тело сжимается в компрессоре (линия 3—4), затем нагре- вается в ядерном реакторе (линия 4—1). После расширения в турбине (линия 1—2) рабочее тело отдает теплоту окружаю- щей среде в холодильнике (линия 2—3). Подвод и отвод теп- лоты осуществляются по изобарам. Термический КПД идеаль- ного цикла Брайтона можно представить в виде Т|*=('т—/к)/?пода, (3.78) где lT=AiT=cp(Ti—Т'2)—удельный перепад энтальпии в тур- бине; lK=\AtiK=Cp(T4'—Тъ) —удельный перепад энтальпии в компрессоре; <7подв=ср(7,1—7Y)—удельная теплота, подве- денная в цикле. Введем параметры: %=T$ITi— температурный коэффициент цикла; n=pAlpz—степень повышения давления (степень сжа- тия). Тогда, учитывая, что процессы сжатия и расширения протекают по изоэ'нтропам, выражение (3.78) можно привести к виду т|*=1—я-"1, (3.79) где m= (k—l)/k; k — показатель изоэнтропы. Особенность газотурбинных циклов — относительно боль- шая работа сжатия, производимая компрессором, /к. Поэтому 8* 115
t£ гт ж 5 6Л\7 ЧХ ПА РГ ТК X 8 / \7'ш& *\* & m /^тШ$2 MW2' w* у' i -j—j 5) Рис. 3.17. Принципиальные схемы ЯГТУ и их циклы без регенерации (а), с регенерацией и промежуточным охлаждением газа (б): Р — реактор; ГТ — газовая турбина; X — холодильник; К — компрессор; Г — генератор; ЛХ — промежуточный холодильник; РГ — регенератор для характеристики энергетической эффективности газотурбин- ных циклов и установок вводится еще один показатель — ко- эффициент полезной работы: <р=(/т-/к)//т. (3.80) Представляя <р через параметры т и я, получаем Ф=1—тгят. (3.81) Объясним физический смысл величин, определяющих эф- фективность циклов: t)t характеризует использование теплоты, подводимой в цикле; т]*макс соответствует наименьшим удель- ным затратам теплоты в цикле, а следовательно, при одной и той же номинальной мощности установки потребуются реактор меньшей мощности и меньшие размеры теплообменников; <р ха- рактеризует использование работы, получаемой в цикле; фмакс соответствует наибольшей удельной полезной работе, а следо- вательно, минимуму удельного расхода газа и меньшим раз- мерам турбины и компрессора. 116
В реальном газотурбинном цикле (см. рис. 3.17,6) процес- сы сжатия (линия 3—4) и расширения (линия 1—2) не явля- ются изоэнтропическими вследствие потерь в турбине и комп- рессоре. КПД такого реального цикла называется внутренним, или эффективным, и может быть выражен как ъ = ^t-/k/% ^ (3.82) *7подв где т]т, г\к — КПД соответственно турбины и компрессора. Ис- пользуя параметры т, л и зависимость для v\t, выражение (3.82) можно привести к виду = т*-™*] (3.83) Коэффициент полезной работы реального цикла ср= Ут-*кЛ)к =1 _JHfLm (3.84) Из выражений (3.83) и (3.84) можно получить оптималь- ную степень повышения давления ъ 1т, при которой т], мак- симален, и оптимальную степень повышения давления т&ПТ9 при которой ф максимальна: ^оПт = ]/ £ ' *опт=|/ -Т~. (3.85) Отметим, что n t >^^пт. Из соотношений (3.83) и (3.85) видно, что как т),-, так и оптимальные значения я существенно зависят от т и КПД турбины и компрессора. Анализ показывает, что при температурах газа 7\= 1073-г- 1173 К, Г3 = 288ч-298 К и г\к, цт, равных 0,85—0,88, при опти- мальной степени повышения давления для гелия ^оПТ~2ч-3; ту»30-^32%. Поэтому простейший цикл ЯГТУ по экономиче- ским показателям уступает двухконтурным ЯЭУ с ВТГР с па- ровой турбиной во втором контуре. Однако простота ЯГТУ, ра- ботающей по этому циклу, меньшее абсолютное давление, лучшие массогабаритные характеристики и высокая маневрен- ность делают целесообразным ее применение для транспортных судовых и космических установок малой мощности. Более экономичны и безусловно перспективны для исполь- зования на АЭС и мощных транспортных ЯЭУ циклы газотур- бинных установок с регенерацией и промежуточным охлажде- нием газа (рис. 3.17,6). Если газ после турбоустановки направ- ляется в дополнительный теплообменник, в котором он отдает часть теплоты газу после компрессора, то количество подводи- 117
мой теплоты в цикл извне уменьшается на это количество теп- лоты qPf так что соответственно увеличивается внутренний КПД. Нагрев газа в регенераторе принято оценивать степенью регенерации G={T8-T7)/(T2-T7). (3.86) С применением промежуточного охлаждения процесс сжатия приближается к изотермическому, что также повышает тепло- вую экономичность. Внутренний КПД цикла с регенерацией и промежуточным охлаждением без учета потерь давления в регенераторе, про- межуточном холодильнике, реакторе и газопроводах записыва- ется в виде <7поДВ где /кь /К2, t]ki, г)к2 — работа сжатия и КПД соответственно пер- вой и второй ступеней компрессора; <7подв = Ср(7\—Т7)—qv— удельное количество теплоты, подведенной в цикл. Выражая удельную работу и теплоту, подводимую в цикл, через соответ- ствующие теплоперепады и параметры Ра Рг ti т* Рь T2 — ti* получаем зависимость _ (1 - ,r-W) пт - T(14W - 1) /%1 - *А*2т - 1) Л)ц /g88v 711 a(l_7t-^Y)T+(1_a)(^_1)Tlx/1QK2 + (1_0)(1_T1T) • Коэффициент полезной работы <р для рассматриваемого цикла не зависит от степени регенерации а: ф = 1 _ z(п™ —х) 1Тъ + УО*"1- 1)/^i (3 89) Так же как и в простейшем цикле Брайтона, в цикле с регене- рацией и промежуточным охлаждением можно указать значе- ния степени повышения давления щ, п>2 и я, при которых t\i и Ф максимальны. Для примера на рис. 3.18 показано изменение т|/ в ЯГТУ в зависимости от степени повышения давления (7\ = 993 К, Лт=0,9, лк=0,83, а=0,85). Применение регенерации и промежуточного охлаждения в газотурбинных установках, давая определенный выигрыш в тепловой экономичности, естественно приводит к усложнению установки и ее удорожанию. Поэтому здесь, как и при разра- ботке регенеративных схем паротурбинных установок, при вы- боре степени регенерации и количества ступеней промежуточ- ного охлаждения следует исходить из технико-экономических расчетов, учитывающих затраты, связанные с наличием реге- 118
Рис. 3.18. Зависимость вну- треннего эффективного КПД ЯГТУ от степени повышения давления для различных газов %% 32 28 J ? / 7* N> оог ^N2 Ч Не неративных теплообменников и дополнительных холодиль- ников. В частности, об относительном увеличении площади тепло- обменной поверхности регенератора при изменении степени регенерации достаточно хорошо позволяет судить отношение а/(1-а) = (Гв-Гв)/(Г8-Г,). Следует это из того, что площадь поверхности нагрева регене- ратора в первом приближении cPG (т*-тъ) cpG р = _2?ег_ р /садгср- Ка (г2--гб)-Т7Г~, (3.90) где G — массовый расход газа; Ка — коэффициент теплоотдачи; АТср — средний температурный напор; Qper — количество тепло- ты, переданной, в регенераторе. Видно, что с ростом а растет* ^р, и при степени регенерации больше 0,8 размеры регенерато- ра, а следовательно, и его стоимость резко возрастают. Помимо дополнительных капитальных затрат применение регенерации и промежуточного охлаждения влечет за собой до- полнительные потери давления (напора) при прокачке газа.че- рез теплообменные устройства. В результате уменьшается фактическая степень расширения в турбине и в конечном ито- ге снижается внутренний КПД установки. Потери давления в проточной части теплообменных устройств можно выразить через соответствующие отношения: давлений на выходе из теп- лообменника и входе в него (см. рис. 3.17,6); *гр°е» =р3/р2 — коэффициент потерь давления в регенераторе по горячей сто- роне; е£°* ==р3/р7 — коэффициент потерь давления в регенера- торе по холодной стороне; ерег= егр°Ре™л—общий коэффици- ент потерь давления в регенераторе; епР=р6/р5 —коэффициент потерь давления в промежуточном холодильнике; еХол=р4/рз— коэффициент потерь давления в основном холодильнике; еР= —Pi/Ps —коэффициент потерь давления в реакторе. В таком представлении коэффициенты потерь давления на прокачку газа через теплообменные устройства при расчете и анализе тепловой экономичности циклов и схем ЯГТУ входят множите- лями при соответствующих степенях повышения давления. На- 119
пример, удельная работа турбины lT=cpTi[l— (еРехолеРегЯк)"™]. (3.91) Удельная работа во втором компрессоре при наличии про- межуточного холодильника '-■=с^&-■]• (з-92> где Як=р7/р4 — суммарная степень повышения давления в ком- прессорной группе; Пк\=2ръ1рА— степень повышения давления в компрессоре первой ступени; t=TJTi — температурный ко- эффициент цикла; g = 7,6/7,4 — температурный коэффициент промежуточного охлаждения. Внутренний КПД с учетом потерь давления на прокачку для схемы на рис. 3.17,6 можно выразить в виде ъЛ- ! \_&=Л_ *-{.<—y ти,(\ ! )+(i _•/_!?_-Л _iL + (i-e)(3-w \ ерег ехол ep ек / \ enp *kl / ^кг (3.93) Анализ зависимости (3.93) показывает, что выигрыш в x\i от применения регенерации и промежуточного охлаждения, так же как и оптимальные параметры схемы, существенно зависит ОТ ПОТерЬ брег И 8пр И Т. П. Из рис. 3.19 видно, что степень регенерации <j=0,87 при потерях в регенераторе ерег <0,94 не дает выигрыша в тепло- вой экономичности установки. Сильное влияние потерь давления в элементах тепловой схемы ЯГТУ, работающей по замкнутому циклу, на x\i и опти- мальную степень повышения давления яопт осложняет расчет и анализ таких схем. Действительно, для определения опти- мальных параметров газотурбинного цикла, назначения степе- ни регенерации, выбора числа и параметров ступеней промежу- точного охлаждения при сжатии и подобных величин необходи- мо предварительно знать коэффициенты потерь давления ерег, еР, еХол и т. п. Эти коэффициенты могут быть определены толь- ко в результате теплового и гидравлического расчетов соответ- ствующих элементов тепловой схемы ЯГТУ (реактора, регене- ратора, холодильника и т. п.). В свою очередь для выполнения теплового и гидравлического расчетов этого оборудования не- обходимы данные, которые могут быть получены только из рас- чета тепловой схемы ЯГТУ. Поэтому приходится сначала про- водить ее расчет, задаваясь значениями коэффициентов потерь 120
V 25 го J5 70 1 опт £ (?=0 / / Л У А >\ 0,87^ У У. У *0,7/ <> s у У 0,88 0,9 0,92 0,9¥ 0,96 Ерег Рис. 3.19. Зависимость внут- реннего эффективного КПД ЯГТУ от потерь давления в ре- генераторе при различных сте- пенях регенерации ш 20 70 Ъ'^> ' Jt* опт «и 1,5 1Л 0,90 0у95(6р6...)пь Рис. 3.20. Зависимость вну- треннего эффективного КПД и оптимальной степени повыше- ния давления от потерь давле- ния в контуре замкнутой ЯГТУ £рег, еР, еХол и т. п. Обычно, выбрав предварительно температур- ные параметры цикла (т, ть а и т. п.), определяют зависимость Tii, Яопт и других характеристик цикла и тепловой схемы от со- ответствующих коэффициентов потерь и их произведений. При этом, для того чтобы в получаемых выражениях отсутствовала зависимость от свойств газа, в качестве параметров использу- ют комплексы (epe...)w, (яопт)™ и т. п. Тогда в соответствии с (3.93), как показано на рис. 3.20, основные зависимости rjt= =fi[(epe...)m]> "Спт "MUp8---)™] и подобные тождественны для разных газов. Из этого, в частности, следует важный вывод о том, что при одинаковых значениях (ePe...)w и прочих равных условиях (T=idem, nm=idem и т. п.) внутренний КПД уста- новки Tii остается неизменным при использовании любого иде- ального газа. Таким образом, по тепловой экономичности безразлично, ка- кой газ выбран в качестве рабочего тела для замкнутых ЯГТУ. Естественно, если в зависимости типа представленных на рис. 3.20 перейти к действительным соотношениям: r)i=fi(ns), л0пт=Ыяе), G=f3(ne), <р=Ыяе) и т. п., то эти соотноше- ния будут существенно различаться для разных газов в соот- Таблица 3.1. Газовая постоянная R и коэффициенты k и m для различных газов Газ со2 N2 Не R 19,3 30,3 212 k 1,21 1,38 1,67 m=(k-\)/k 0,174 0,275 0,401 121
ttonr 12 11 10 9 8 7 6 5 I ^ He co2 <2 0,875 0,900 0,925 0,950(Е-Ер...У в7кг/с j 1500 1000 500 hOO 300 200 300 200 100 \ ° tl N f %A i ~~1 -N2 N C02 He *•*= ^ 0,875 0,925 0,950 (6*,...)" Рис. 3.21. Зависимость оптимальной степени повышения давления яопт (а) и массового расхода газа (б) от потери давления в контуре ЯГТУ для различ- ных газов ветствии с изменением для них показателя т (табл. 3.1, рис. 3.18, 3.21). Все это будет влиять на характеристики оборудования тур- бин, компрессоров, теплообменных аппаратов (регенераторов, холодильников) и, конечно, ядерного реактора в одноконтур- ной ЯГТУ. Если к этому добавить различие в физических свой- ствах газов (плотности, теплоемкости, теплопроводности и т. п.), также сильно влияющих на характеристики машинного и теплообменного оборудования, и затраты энергии (потери давления) на циркуляцию газа в контуре, то становится ясно, что окончательно расчет тепловой схемы и определение тепло- вой эффективности ЯГТУ могут быть проведены только после тщательной разработки и технико-экономической оптимизации всего оборудования ЯГТУ с учетом конкретных термодинами- ческих и теплофизических свойств газа, выбранного в качестве рабочего тела. 3.7. КОМБИНИРОВАННЫЕ ЯЭУ Перспективность применения неводяных паров в комбини- рованных ЯЭУ обусловливается тем, что необходимое сущест- венное повышение эффективности использования теплоты, по- 122
вышение единичной мощности установок, снижение их массо- габаритных характеристик не могут быть достигнуты при ис- пользовании только водяного пара или газа. Повышение пара- метров водяного пара более чем до 17,0—24,0 МПа и 810— 840 К и единичной мощности агрегатов свыше 800—1200 МВт не дает существенного снижения удельных расходов теплоты и повышения КПД установки. Особенно остро проблема повышения тепловой экономично- сти и единичной мощности энергоустановок стоит в ядерной энергетике, где уже сейчас практически достигнут предел еди- ничной мощности турбоагрегатов. Как известно, повышение тепловой экономичности связано с повышением средней тем- пературы рабочего тела при подводе теплоты и понижением средней температуры при отводе теплоты. Внедрение ВТГР и реакторов, работающих на расплавах солей, как уже отмеча- лось в § 3.6, позволяет повысить среднюю температуру рабо- чего тела и КПД энергетических установок газотурбинного цикла до 50—55%. Однако максимальная температура рабоче- го тела при этом должна составлять 1273—1470 К, а давле- ние—более 6 МПа, что пока еще не освоено для промышлен- ного использования. Недостаток газотурбинного цикла — высо- кая средняя температура рабочего тела при отводе теплоты, причем эта температура возрастает с повышением максималь- ной температуры рабочего тела. Для снижения в ГТУ темпе- ратуры рабочего тела при отводе теплоты пришлось бы увели- чить степень регенерации до экономически неоправданного значения. Как показывают исследования термодинамических циклов и разработка тепловых схем, повышение средней температуры рабочего тела при вводе теплоты в цикле и понижение средней температуры рабочего тела при отводе теплоты с целью даль- нейшего повышения тепловой экономичности ЯЭУ могут быть достигнуты при использовании (в дополнение к газу и воде) жидких металлов (калия, натрия, цезия и т. п.) и их паров, высококипящих органических теплоносителей (дифенила, ди- фенилметана и т. п.), низкокипящих веществ (фреона, углекис- лого газа, аммиака и т. п). Преимущество использования раз- личных рабочих тел наиболее полно реализуется в установках, работающих по комбинированному циклу. В комбинированных установках во многих случаях целесо- образно применение комбинации нескольких рабочих тел, каж- дое из которых используется в оптимальных для него интер- валах температур и давлений. Такие установки принято назы- вать каскадными. Наибольшее повышение экономичности, как показывают исследования, должно дать применение комбини- рованных термодинамических циклов, в которых сочетается водяной паротурбинный цикл с различными высокотемпера- 123
Рис. 3.22. Схема (а) и диаграмма цикла (б) бинарной гелиево-пароводяной установки АЭС: / — генераторы; 2 — компрессор; 3 — гелиевая турбина; 4 — паровые турбины; 5 — кон- денсатор; 6 — насос; 7 — регенеративные подогреватели; 8 — экономайзер; 9 — парогене- ратор; 10 — реактор турными циклами (газотурбинным, паротурбинным на парах металлов и других жидкостей с высокой температурой кипе- ния, МГД-циклом и т. п.). Повышение тепловой экономичности и единичной мощности турбоагрегатов возможно также за счет применения бинарных циклов, где в качестве второй ступени к пароводяному циклу используется паротурбинный цикл с низ- кокипящим рабочим телом. Наконец, возможно использование сложных циклов, в которых сочетаются особенности, присущие газотурбинным и паротурбинным циклам. К таким циклам относятся газожидкостные циклы с рабочим телом СОг, паро- газовые циклы, циклы на диссоциирующих газах. Практическое применение на электростанциях, на транс- порте, в судовых энергетических установках в настоящее время находит лишь парогазовый цикл, в верхней температурной ступени которого используется газотурбинный цикл., а в ниж- ней — паротурбинный. Применение бинарных циклов с газо- турбинной ступенью для ЯЭУ впервые было предложено в Со- ветском Союзе Е. Ф. Ратниковым. На рис. 3.22 приведены диа- грамма такого цикла и тепловая схема ЯПГУ. КПД такой установки с ВТГР, простой схемой ГТУ и с цик- лом Ренкина в паровой части можно рассчитать по формуле пг (l-^)-(*--*)(l--rp), Ч " (e_w*i)/KT ^-У4) Здесь x=Tz/Ti — отношение предельных температур газовой ступени; i]P — КПД паротурбинной части (цикла Ренкина); 124
Рис. 3.23. Схема (а) и диаграмма цикла (б) бинарной гелиево-углекислотнсж установки: Т\ — гелиевая турбина; Т2 и 7*3 — углекислотные турбины; А — теплообменник гелий СОг- (парогенератор С02); В — регенеративный подогреватель гелия; С — теплообменник Не—С02 (холодильник Не); Е, F — теплообменники-регенераторы С02; X — холодильник С02; /Ci — гелиевый компрессор; /С2 — углекислотный компрессор в=Гпмакс/7,1; Гпмакс — максимальная температура покрытия твэлов; /Ст = (Гпмакс—Т4)/(Т{—Г4), где Г4 — температура газа на входе в реактор. При простой схеме и начальной мак- симальной температуре в газовом цикле Гх = 1076ч-1276 К,. т]р = 0,4 в паровой части, t\tnr может составлять 0,50—0,62. Важная особенность комбинированных установок, и в част- ности ЯПГУ, — сложная зависимость их суммарного КПД от параметров циклов и тепловых схем отдельных ступеней. Мак- симальный КПД парогазового цикла не соответствует опти- мальным циклам и схемам взятых отдельно на те же парамет- ры газотурбинной и паротурбинной установок. Таким образом,, нельзя получить максимальный КПД комбинированной уста- новки простым соединением в одно целое двух эффективно* работающих автономных установок. Например, расчеты пока- зывают, что для схемы, приведенной на рис. 3.22, применение регенерации в газотурбинной части дает положительный эф- фект только при температуре выше 1170 К. Промежуточное охлаждение газа в процессе сжатия ЯПГУ неэффективно. Повышение начальной температуры газа до 1470 К в этом цикле для получения максимального КПД при- водит к снижению регенеративного подогрева питательной во- ды в паротурбинной части до 370 К. В литературе рассматриваются схемы и циклы ЯПГУ с ис- пользованием вместо пароводяной части цикла на С02 или аммиаке (рис. 3.23). По сравнению с пароводяными в установ- ках с такими циклами существенно сокращается расход воды на техническое водоснабжение, исключаются элементы схемы, 125-
работающие под вакуумом, и сокращаются габариты турбин. Однако применение С02 сопряжено с целым рядом техниче- ских трудностей, препятствующих его использованию: высоким рабочим давлением в углекислотной ступени (30—35 МПа), возможностью интенсивной коррозии оборудования при про- никновении углекислоты в воду или наоборот, диссоциацией углекислоты при температуре выше 1070 К. Все это привело к тому, что в настоящее время углекислотные циклы использу- ются только на опытных промышленных установках. Другой способ, позволяющий существенно повысить эффек- тивность преобразования тепловой энергии, который, так же как и парогазовый ЯПГУ, был апробирован в промышленном масштабе, — использование в высокотемпературной ступени бинарного цикла установок, работающих на парах металлов. В 1925—1948 гг. в США было построено несколько электро- станций на органическом топливе, работающих по бинарному ртутно-водяному циклу. Вследствие недостатков ртути как ра- бочего тела (интенсивной коррозии конструкционных материа- лов при температуре выше 770 К, токсичности) в то время эти установки с небольшим КПД (0,38) не смогли конкурировать с работающими на водяном паре. Успешное использование в ядерных реакторах жидких ме- таллов (натрия и калия), их бесспорные преимущества как теплоносителей для высокотеплонапряженных реакторов и теп- лообменных устройств вновь открыли перспективу использова- ния в ЯЭУ бинарных циклов, в верхней ступени которых рас- полагается цикл Ренкина на паре металла. Наиболее подходя- щим рабочим телом такого цикла является калий, имеющий низкое давление пара при температурах 1070—1270 К (0,2—1 МПа) и обладающий при этих температурах удовлетво- рительной совместимостью пара с железохромоникелевыми сплавами и сплавами на никелевой основе или сплавами нио- бия. Было сделано много попыток найти другие вещества, ко- торые в высокотемпературном паровом цикле были бы лучше калия. Оказалось, что только цезий и рубидий имеют требуе- мые характеристики, но оба дороги и их запасы незначительны. Натрий имеет более высокую температуру кипения. По сравне- нию с ртутью калий менее агрессивен, очень хорошо смачивает поверхности из нержавеющей стали, что в сочетании с более высокой теплопроводностью упрощает проблемы теплопере- дачи. На рис. 3.24 приведена тепловая схема электростанции с бинарным циклом и реактором на расплаве солей, разрабо- танная в Ок-Риджской национальной лаборатории (США). Параметры калиевого цикла: максимальные температура 1111 К и давление 0,2 МПа; минимальные температура 766 К 126
Рис. 3.24. Схема АЭС с бинарным паровым циклом и жидкометаллическим реактором: / — активная зона реактора; 2— теплообменник топливо — соль; 3 — теплообменник соль — калиевый пар (калиевый парогенератор); 4 — генераторы; 5 — калиевая турбина; 6 — теплообменник калиевый пар—вода; 7 — парогенератор; 8 — промежуточные паро- перегреватели; 9 — турбина сверхвысокого давления; 10 — турбина высокого давления; // — турбина низкого и среднего давления; 12 — конденсатор водяного пара (вакуум 0,01 МПа); 13 — конденсатный насос; 14 — регенеративный подогреватель; 15 — цирку- ляционный насос калиевого контура и давление 0,0167 МПа. Все выделяемое в конденсаторе калия тепло передается в цикл водяного пара, где используется кон- денсационная турбина с закритическими параметрами: давле- нием 27,56 МПа и температурой 838 К. При указанных пара- метрах КПД АЭС составил 54,6%. В развитие преимуществ бинарных циклов с парами метал- лов были предложены различные циклы с тремя рабочими те- лами (тринарные циклы). На рис. 3.25 приведены Г —S-диа- грамма и тепловая схема такого тринарного цикла: его высо- котемпературная ступень — цикл на парах калия, низкотемпе- ратурная— цикл на насыщенном водяном паре и промежуточ- ная — цикл на органическом теплоносителе дифениле. Основные параметры циклов приведены в табл. 3.2. Назна- чение дифенильного контура двоякое — разделить калий и во- ду для обеспечения большей безопасности и несколько повы- сить суммарный КПД цикла, приблизив его к циклу Карнс, Во всех циклах, как видно из рис. 3.25, предусмотрены много- Таблица 3.2. Параметры тринарного цикла Цикл Цикл № 1 (калий) Цикл № 2 (дифенил) Цикл № 3 (вода) Тринарный цикл Максимальные параметры 1163 К/0,3 МПа 728 К/0,9 МПа 543 К/5,5 МПа Минимальные параметры 750 К/0,0027 МПа 560 К/0,2 МПа 306 К/0,005 МПа КПД, о/0 29,1 16,9 33,6 60,9 Мощность турбины, МВт 291 119,5 198,1 608,6 127
5*зк;о,89МПа 4© Топливо Отходящие газы Водяной пар —J1373К Гелий 1163К Рис. 3.25. Схема установки, рабо- тающей по тринарному циклу ка- лий — дифенил — вода на органи- ческом топливе (а), и диаграмма ее цикла (б): / — электрогенераторы; 2 — турбины на калиевом паре; 3 — сепаратор ка- лия; 4 — теплообменник калий — ди- фенил; 5 — парогенератор и промежу- точный перегреватель водяного пара; 6 — регенеративные подогреватели; 7— турбины на насыщенном водяном па- ре; 8 — конденсатор; 9 — питательные насосы; 10 — турбина на паре дифени- ла; 1J, 12 — турбина и компрессор наддувной ГТУ; 13 — воздушный по- догреватель; 14 — парогенератор калия 4 .У,МВТ/КГ численные отборы рабочего тела на регенерацию, что создает условия для подвода теплоты к каждому веществу преимуще- ственно при температуре испарения. КПД предлагаемого цик- ла калий— дифенил — вода при максимальной температуре цикла 1150 К достигает 60—56% в зависимости от типа реак- тора и необратимых потерь теплоты в цикле. Такой КПД явля- ется чрезвычайно высоким. КПД цикла Карно в том же интер- 128
Рис. 3.26. КПД термодинамических циклов: 1 — цикл Карно; 2 — обычный пароводя- ной цикл; 3 — простой газотурбинный цикл; 4 — комбинированный калий-паро- вой цикл; 5 — бинарный цикл воздух — водяной пар; 6 — цикл замкнутой ГТУ на гелии с промежуточным охлаждением и регенерацией; 7, 8 — бинарный гелий-па- роводяной цикл; 9 — тринарный цикл ка- лий — дифенил — водяной пар вале температур равен 73,7%, т. е. степень карнотизации три- нарного цикла достигает 0,825. Кроме рассмотренного цикла в литературе предложены и другие тринарные циклы, напри- мер ртутно-водо-углекислотный цикл, цезий-ртутно-водяной и др. Из сравнения термических КПД характерных циклов ма- шинного преобразования энергии (рис. 3.26) видно, что наи- большие КПД имеют бинарный и тринарный паровые циклы, близкие к ним значения получаются на бинарных гелий-водя- ных циклах. Это позволяет рассматривать указанные циклы как возможную основу совершенствования ЯЭУ будущего. Од- нако надо иметь в виду, что главными проблемами при разра- ботке таких комбинированных установок являются: в случае использования щелочных металлов при температурах выше 1150—1250 К —коррозия и длительная прочность конструкци- онных материалов; в случае использования гелия при больших давлениях и температурах 1300—1600 К — разработка высоко- прочных дешевых конструкционных материалов и конструкций, обладающих необходимой плотностью. Менее эффективен в термодинамическом отношении, но по- зволяет повысить единичную мощность паротурбинных устано- вок (за счет повышения давления за пароводяной турбиной) бинарный водофреоновый цикл, в верхней ступени которого используется водяной пар, а в нижней — фреон (низкокипящее рабочее тело). На рис. 3.27 показана схема водофреоновой установки. В этой установке давление пара на выходе из паро- водяной турбины выше обычного (17 кПа), конденсатор турби- ны заменен фреоновым парогенератором, из которого фреоно- вый пар (р=2,5 МПа, Г=413 К) направляется во фреоновую турбину, а затем в конденсатор. Регенеративный подогрев фре- она перед поступлением его в парогенератор осуществляется паром из отборов ЦНД пароводяной турбины. Тепловая эконо- мичность водофреоновых установок выше соответствующих па- роводяных только при температурах конденсации фреона ниже температуры конденсации водяного пара в сравниваемых уста- 9-7000 129 700 800 1000 7200 1Ш Максимальная температура рабочего тела+К
_р0=6,^МЫ Рис 3.27. Тепловая схема водофреоновой установки на базе варианта пооекта турбины на насыщенном паре мощностью 2000 МВт: L'eSlIS^ Давления; 2-сепаратор; 3-цилиндр низкого давления- 4- тоивоп- я Ж,Д»^Л~фреонов„ь,й„конденсат°Р: «-Циркуляционный насос; 7-т'урбо- К" М-ЛТнЙнсатный ЕЕ? ?7//-ПОЯОГреВа,т«ели *Реона: П ~ парогенератор ф?е2- 16-подошел™^око'гТдавлеГи^а9РаТ°Р: ""™>6°»P™°* питательного"наГоса; новках. При равных начальных и конечных параметрах водо- фреоновые установки имеют тепловую экономичность ниже ба- зовых паротурбинных установок (рис. 3.28). В настоящее время теплоэлектроснабжение северных про- мышленных районов нашей страны предполагается обеспечи- вать за счет ACT и АТЦ. В связи с тем что нижняя температу- ра «икла в этих районах может быть принята существенно (на ш—20 К) ниже по сравнению со средними широтами ис- пользование водофреоновых установок в этом случае может оказаться перспективным. Расширяющиеся возможности высокотемпературной ядер- ной энергетики определили интерес к МГД-установкам замкну- той схемы с ядерным реактором. Основной принцип работы Ml Д-установок —безмашинная выработка электроэнергии по- током электропроводящего газа (низкотемпературной плазмы) или электропроводной жидкости (жидкого металла), пересека- ли МмагТ°е ПОЛе- В послеДние годы исследуются схемы АЭС с МГД-генераторами и высокотемпературным ядерным ре- актором, нагревающим гелий до 2300-2800 К. Рассматрива- ются как перспективные мощные космические АЭС с газоФаз ными реакторами и МГД-генераторами с температурой на вы- 130
Ha6bi(fpoG 6 2 О -2 -V -5 ! чо -12 -П 278 283 288 29S Z38T,K Рис. 3.28. Изменение тепловой экономичности водофреоновой установки на базе турбины К-500-65/3000 в зависимости от температуры конденсации фреона: — цикл фреона с регенера- цией; цИКЛ фреона без регенерации к к \ N N к ■ \ V N ч \ Рис. 3.29. Схема замкнутой ЯЭУ с МГД-генератором и ГТУ: / — регенератор; 2 — газофазный реак- тор; 3 — МГД-генератор; 4 — ускори- тель; 5 — теплообменник; 6 — рабочее тело; 7 — газовая турбина; 8 — ком- прессор Рис. 3.30. Тепловая схема \а) и диаграмма цикла (б) АЭС с МГД-генерато- ром, работающей по парогазовому циклу: высокотемпературный ядерный реактор; 2 — МГД- генератор; 3 — регенератор; 4~ 7 — »<Фогенератор; 5 —охладитель рабочего газа; 6 — компрессор; 7- — генератор; 9 — конденсатор; 10 — питательный насос 9* паровая турбина; 131
Рис. 3.31. Тепловая схема двухконтурной ЯЭУ с МГД-генератором на жид- ком металле (а) и диаграмма цикла второго контура (б): / — жидкометаллический контур; // — парожидкостный контур; Р — ядерный реактор; СМ — смеситель; PC — разгонное сопло; СП — сепаратор; МГДГ — МГД-генератор; Д — диффузор; ЭН — электромагнитный насос; К — конденсатор ходе из реактора 3000—4000 К. Соответствующие схемы изображены на рис. 3.29 и 3.30. Создание замкнутых АЭС и ЯЭУ различного назначения с МГД-генераторами, работающими на газообразном рабочем теле,— задача очень сложная. Достаточно сказать, что началь- ная температура должна быть не ниже 2500 К. В связи с этим пока еще остаются нерешенными многие вопросы конструкции и работоспособности самого МГД-генератора, высокотемпера- турного реактора и теплообменников. Что касается ближайшей перспективы, то уже имеющиеся ВТГР, обеспечивающие сред- нюю температуру при подводе теплоты в цикл порядка 1000 К, позволяют выдвигать в число первоочередных МГД-установки, работающие на жидком металле. Эти установки целесообразно использовать как верхнюю ступень в бинарных циклах сов- местно с паротурбинной или газотурбинной установкой. В большинстве предложенных в настоящее время схем МГД-установок с жидкометаллическим рабочим телом металл разгоняется за счет периодически превращающегося в пар ком- понента жидкого металлического рабочего тела, обычно имею- щего более низкую температуру кипения. Схема такой установ- ки— двухконтурная (рис. 3.31). В контуре / постоянно цирку- лирует жидкость, а в контуре // — пар, который обеспечивает ускорение жидкого металла, после чего он конденсируется в па- рогенераторе пароводяного цикла. Жидкость, циркулирующая в контуре /, нагревается в реакторе, затем смешивается с лег- кокипящей жидкостью контура // в смесителе, испаряет ее и вместе с паром поступает в разгонное сопло. Ускорившись, ос- новной поток, освободившись от пара в сепараторе, направля- ется в МГД-канал. Цикл парового контура изображен на рис. 3.31,6. 132
Давление заторможенного потока на выходе из МГД-кана- ла таково, что исключается необходимость применения насоса для циркуляции рабочего тела в контуре реактора. Выбор оп- тимальных параметров МГД-установки определяется следующие ми зависимостями. Суммарная работа расширения в разгонном сопле в едини- цу времени £рас = GnRnTiln(Pl/p2)+ (Оп:+ вж) (^1^) + Оя(рш-гРг)иЖ9 (3.95) где pi, Ти W\— давление, температура, скорость пара на входе з сопло; w2 — скорость на выходе из сопла; р2 — давление на входе в МГД-канал; бж, Gn — соответственно массовый расход жидкости и пара; аж — удельный объем жидкости; ./?п —газсь вая постоянная для пара. Работа сжатия, затрачиваемая в электромагнитном насосе и диффузоре, ^ Ьсж= бж (Р1—Р2) Уж+Gn (P\—P2)Vk. (3.96) Термический КПД МГД-цикла ^рас-^сж _ (Gn + GK)(w2*-.w1*)-2Gu(p1—p2)vK Ъ = Q, Wx ' (3-97) где vK — удельный объем конденсата рабочего пара; Qi — теп- лота, подведенная в реакторе в единицу времени. Полезную работу Lu можно получить, используя зависимо- сти (3.95) —(3.97): Ь- = [—J—RT.tn^ + lP* -P*)V* —^ ЬсТЗееп^г — _ f 1 + ЫР?Л (Рг-Р*)** _ ( 1 + ™£Z-)(Pl- А). \ Pi — Рг) «п^д \ Pi—P2j Здесь 2Арп и 2Држ — потери давления по паровому и жидкост- ному трактам; т]С, т^еп, т]г, Т1д, т]н — относительные КПД сопла, сепаратора, генератора, диффузора, насоса; an=Gn/G«. Отводимую в паротурбинный цикл теплоту Q2 можно найти через удельную энтальпию пара tnc на выходе из сепаратора и удельную энтальпию его конденсата iK по формуле Q2=Gn(tn.c-tK). (3.98) Внутренний КПД цикла с МГД-генератором tib=Lu/(Lu+Q2). (3.99) 133
При определении электрического КПД всей ступени МГД-генератора необходимо учитывать затраты энергии на создание магнитного поля и потери в электрических преобра- зователях т)пр: Г)э = Т1вТ1пр. (3.100) Термодинамический анализ показывает, что при макси- мальной температуре бинарного цикла 1143 К, температуре на выходе МГД-канала 900 К, температуре пара 823 К и исполь- зовании двухкомпонентного рабочего тела (калий — литий, це- зий — литий) суммарный КПД комбинированной установки может достигать 53% (КПД паротурбинной части — 40%1). При двухкомпонентном рабочем теле и начальной температуре бинарного цикла 1253 К экономия теплоты от надстройки МГД-генератора может составлять дополнительно к паротур- бинному циклу ~17%. Это находится примерно на одном уровне с экономичностью других комбинированных установок. Основные проблемы в создании МГД-генераторов на жидком металле —разработка надежного технологического оборудова- ния и вопросы технико-экономической целесообразности, так как при современных стоимости оборудования и технологии стоимость электроэнергии на АЭС с МГД-генератором выше, чем на ТЭС и АЭС обычных типов. 3.8. КОСМИЧЕСКИЕ ЯЭУ Тепловые схемы космических ЯЭУ с паро- или газотурбин- ным циклом рассчитывают так же, как и для стационарных установок. Принципиальная особенность заключается в выборе нижней температуры рабочего тела Т2 и верхней 7\. Для кос- мической энергоустановки со сбросом теплоты излучением тем- пературу Т2 желательно повышать, чтобы уменьшить размеры и массу холодильника-излучателя, однако при этом уменьша- ется разность температур Т\—Т2 при заданной Ти что приводит к уменьшению термического КПД r\t и КПД установки в це- лом. Ясно, что должен существовать оптимум отношения Т2/Т\ для получения, например, максимальной удельной мощности (мощности, отнесенной к площади холодильника излучателя). Рассмотрим идеальный цикл космической энергетической установки: Л*=ЛГид.ц/ЛГт; (3.101) #„ = ЛГт-ЛГед.ц = #ид.ц (-Ц=^-). (3.102) где Мид.ц, JVthJVh- адиабатическая мощность цикла, тепловая мощность источника теплоты и мощность холодильника соот- 134
ветственно: е — степень черноты поверхности излучения; a — постоянная Стефана — Больцмана; Fu — площадь излучающей поверхности. Из рассмотренных выражений следует ^=И? = *** = еоТ* *< (3.103) /'и ^(1-^) 1-^ Подставив вместо термического КПД его выражение через тем- пературы Т\ и Т2, получим <fe ..,ТУ (-£-)* (l-i). ,3.104, Поскольку (Г2/Г1)Опт=0,75, то л'макс=0,25. (3.105) Таким образом, видно, что из условия получения максимума удельной работы энергоустановки при минимальной массе хо- лодильника-излучателя, а он, как правило определяет габари- ты и массу всей космической энергоустановки, приходится ми- риться с невысоким КПД установки. Если учесть остальные составляющие КПД, то КПД энергетической установки т]ЭУ принимает значения в среднем от 2 до 12%. Повышение температуры 7\ ограничено в основном стойко- стью материалов конструкции в среде высокотемпературного и, как правило, агрессивного пара. Понижение Т2 ограничено, как указывалось, ростом размеров и массы излучателя и, кроме того, увеличением доли конденсата в паре, что приводит к уменьшению КПД турбины из-за двухфазности потока и уве- личения эрозионного воздействия конденсата на проточную часть турбины. Для уменьшения размеров и массы космической энергоуста- новки температуру Т\ следует выбирать как можно более высо- кой. Это практически однозначно определяет и выбор рабочего тела энергетического контура. Дело в том, что для обеспече- ния высокой надежности целесообразно иметь в контуре отно- сительно невысокое давление, поэтому, судя по кривым насы- щения, при низких температурах можно применять воду, при более высоких — органические теплоносители, при самых вы- соких, что требуется для космических энергоустановок, — жид- кие металлы, соответственно по мере повышения температуры: ртуть, калий, натрий, литий. В отличие от паротурбинного цикла в газотурбинном темпе- ратура излучающей поверхности холодильника-излучателя не остается постоянной, изменяясь от Т2 до 7Y Это приводит 135
к дополнительному увеличению удельной площади холодильни- ка-излучателя, которая может быть представлена в виде ?ж = -^ = -^±=lLA. (3.106) #ИД.Ц баГ24 Ъ В эту формулу по сравнению с выражением (3.103) введен ко- эффициент А, который учитывает падение температуры по дли- не холодильника излучателя: Л==Л_(Г,/Г3)3-.1 0 3 1-Г8/Г2 Величина А при изменении Гз/Г2 в интервале от 0,5 до 1 умень- шается примерно от 4,5 до 1. Таким образом, чем больше от- личие Тг/Т2 от единицы, тем больше увеличивается площадь холодильника-излучателя. Обычно для газотурбинных устано- вок Т2/Тгж0,6. Этому значению соответствует Л = 3. КПД энергоустановки с термоэлектрическим генератором. Для работы термоэлектрического генератора, так же как и для любой тепловой машины, требуется источник теплоты мощно- стью N\ с температурой Т\ и холодильник для сброса теплоты мощностью N2 с температурой Т2. Удельную полезную работу в единицу времени назовем мощностью цикла #ц: N^=N^N2. (3.108) Величину N] можно представить в виде следующих составля- ющих: #1 = #1п + #х-78ЛГдЖ, (3.109) где Nm — тепловая мощность Пельтье, поглощаемая горячим спа- ем; Л^ — тепловая мощность, перетекающая по термоэлектро- дам от горячих спаев к холодным за счет механизма тепло- проводности; ЫЛЖ— мощность джоулевого тепловыделения. Обычно считается, что джоулево тепло делится поровну между горячими и холодными спаями термоэлектродов. В выражении (3.109) не учтены некоторые второстепенные потери, такие как теплоотвод с боковых поверхностей термоэлементов за счет конвекции и лучеиспускания. Аналогично можно представить лг2 = лг2П + л^ + 7^дж; (злю) Wm = aa,/7\; N2U=aabIT2; #дж = Гг. (3.111) Для простоты впредь коэффициент средней дифференциальной термоЭДС иаь будем обозначать а. Подставив (3.111) в (3.108), получим ^ц=а/(Г1-Г2)-^дж. (3.112) 136
Эффективный КПД цикла Положив в этом выражении потери Л\ и Мдж равными 0, по- лучим, что Таким образом, в идеальном цикле без потерь предельный КПД равен точно термическому КПД цикла Карно. Реальный КПД термоэлектрического генератора можно определить из выражения (3.113). Обозначим R, га, Ть— со- противление нагрузки во внешней цепи и внутренние сопротив- ления термоэлементов а и Ъ соответственно; fa, fb — площади полезного сечения термоэлементов; ра, рь —удельные электри- ческие сопротивления материалов термоэлектродов; Яо, Яь— теплопроводности термоэлементов; /а, 1ъ — длины. Отдельные члены в формуле (3.113) выразим следующим образом: ЛГц=/2#, (3.114) или N1k=aI(Tl—T2)—Pr. (3.115) Полное сопротивление термоэлементов определяется по фор- муле fa fb V fa fb J где принято /а=/ь=/. Приравняв выражения (3.114) и (3.115), получим 1=а(Т{-Т2)/г(в+1), (3.116) где Q=R/r — отношение сопротивлений нагрузки и внутренней цепи. Подставим в выражение (3.113) значения входящих в него величин и, выполнив преобразования, запишем 71ц.зФ-(1-— j[l+_-5r5— +-^r-J ,(3.117) ГДе %= {Xafa+Ufb)/l. Обозначим как физический КПД выражение 1ф- [1 + .£. SS±^. + Ii±Ii.]-\ (3.П8) Тогда Г1цэф=т1^ф» (3.119) при этом мощность цикла Л^ц.Эф=т]ц.эфЛ^. Так как в выражении (3.118) все члены положительны, то т)ф<1, значит, т|ц.»ф<<т|*. Сразу подчеркнем, что если величина 137
yj* достигает в термоэлектрических генераторах больших зна- чений, порядка 40—60%, то потери на теплопроводность и джоулево тепло, а это главные потери, уменьшают указанное значение на 85—95%, т. е. т)ф составляет всего 0,05—0,15. В значительной степени, как видно из выражения (3.118), т|ф определяется величиной Хг/а2 или обратной величиной z= =<х2/(Яг), предложенной для характеристики качества термо- электродных материалов А. Ф. Иоффе. Чем больше z, тем больше т]ф. Для увеличения z надо подбирать материалы с большими значениями а, малыми теплопроводностями и малым электри- ческим сопротивлением. Однако при уменьшении теплопровод- ности растет электрическое сопротивление материала, поэтому для получения максимального т]ф нужно искать оптимальные соотношения указанных физических параметров, а также гео- метрических размеров. Оптимальное значение этого соотноше- ния Qom = Vr2ir1 + ri)/2+l. (3.120) Для большинства случаев QonT=l,3-=-l,4. Приведем некоторые из применяемых материалов в соот- ветствие с оптимумом z=f(T): теллуриды и селениды свинца и висмута (PbTe, PbSe, Bi2Te3, Bi2Se3) используются при отно- сительно низких и средних температурах (300—900 К), оксиды и силициды металлов (Сг203+№0; CrSi2, MnSi2, MoSi2 и др.) —при температурах до 1400 К. Преобразуя выражение (3.117) с учетом (3.120), можно по- лучить зависимость т]ц.эф от отношения температур Т2=Т2/ТХ: \.*=U-TJ УГт ■ (3.121) Помимо потерь энергии, оцениваемых величиной 1— г)ф, в установке с термоэлектрическими генераторами часть тепла излучается с боковых поверхностей термоэлектродов. Наличие этих потерь учитывается с помощью теплового КПД Ъ =-= -лг5— = ~^7 — = 1 — ~тг^> (3.122) iT ^ц.эф Мц.эф Л^эф v ' где Л^ц — мощность цикла с учетом потерь тепла с боковых поверхностей термоэлектродов; Л/т-п— мощность тепловых по- терь. Мощность термоэлектрического генератора понижается из- за потерь на изоляции и элементах коммутации, соединяющих термоэлектроды в электрической цепи. Эти потери обычно оце- 138
ниваются с помощью КПД, учитывающего электрические по- тери: /2(Гком + ГИзол) (ЗЛ23) Ъ~ /2(/?+г + Гко.м + Г„зол) где Гкам и Гизол — электрические сопротивления элементов ком- мутации и изоляции соответственно. Часть мощности в энергоустановке расходуется на привод насосов для перекачки теплоносителя, если таковой использу- ется, а также на привод систем управления. Уменьшение мощ- ности на эти цели можно оценить с помощью механического КПД: ^ = 'ЖГ *ц ' (ЗЛ24) где Л^эу — выходная модность энергоустановки; NHac — мощность насосов; Мприв— мощность приводов. Полный КПД установки определяется выражением *ЧЭУ = ^терм *Чф ^Зтепл Ъ ^м- (3.125) Энергетическая выходная мощность энергоустановки Na = %yNT, (3.126) где NT— тепловая мощность реактора. КПД энергоустановки колеблется в довольно широких пределах: от 1,5 до 10%. КПД энергоустановки с ТЭП. КПД удобно представить в виде %у = NIN^ где N— полезная электрическая мощность; NT — тепловая мощ- ность реактора. Электрическая мощность N=IU-PrKOn, где /ком — сопротивление коммутационных пластин. Тепловая мощность расходуется на «испарение» электронов с катода Ne, на перетечки тепла с катода на анод по цезиевой плазме ЛГЯ, на передачу тепла от катода к аноду путем излу- чения ЫЛу на перетечки тепла через элементы коммутации Л^ком, на джоулеву теплоту. Можно считать, что половина джо- улевой теплоты возвращается на катод. Указанные составляю- щие можно представить следующим образом: N§=F/(-£iZzW±-\ где F=FK=Fa — площадь поверхности электродов; pi — рабо- та выхода; q — заряд; £ — постоянная Больцмана; о 139
где Xcs — теплопроводность цезиевои плазмы; б —зазор между катодом и анодом; ^л=еприва/7(7,41-Г42), где вприв — приведенная степень черноты электродов; а —посто- янная Стефана — Больцмана; где г — внутреннее сопротивление термоэмиссионного преобра- зователя; N — 2 ^ком (Т Т ) iVKOM ЛКОМ . \Л 1 Л 2J9 где Яком — теплопроводность материала коммутационных плас- тин; Skom — площадь поперечного сечения элементов коммута- ции; / — их длина. С учетом перечисленных составляющих тепловых потерь КПД энергоустановки с термоэмиссионным преобразователем записываются в виде %у = (IU - Ргкш) [F/ (^±р^) + Яс. -£- (7\ - Тг) + + ещ^°Р(Т1<-Тг*) + Хком^(Т1-Т2)-±Мяжу1 . При относительно высоком КПД цикла Карно, составляющем 50—60% (типичные температуры 7\=2000 К, Г2=1000 К, ка- тод—из вольфрама, анод —из молибдена), из-за перечислен- ных потерь т)~10-М5%. Плотность мощности составляет 8—12 Вт/см2. Глава 4 ВОПРОСЫ ЭКОНОМИКИ ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК 4.1. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ АЭС АЭС — основные предприятия ядерной энергетики. Ядерная энергетика зародилась и развилась в самостоятельную отрасль как отдельная подсистема одной из основных ведущих отраслей народного хозяйства — энергетики. Поэтому условия работы на АЭС, требования к ее техническим и экономическим показате- лям, перспективы и пути развития АЭС во многом совпадают и в основных чертах характеризуются теми же особенностями и тенденциями, которые свойственны энергетике в общем. 140
Таблица 4.1. Динамика показателей электрификации народного хозяйства СССР Показатель Общие Выработка электроэнергии на душу населения, 103 кВт-ч/год Коэффициент электрификации, % * Электротопливный коэффициент, кВт-ч/т условного топлива** Промышленность Коэффициент электрификации сило- вого привода, % *** Доля электроэнергии, идущей на нужды технологии, % Электровооруженность труда (на ра- ботающего), 103 кВт-ч/год Сельское хозяйство Потребление электроэнергии на 1 га посевных площадей, кВт • ч/год Электровооруженность труда (на ра- ботающего), 103 кВт'ч/год Транспорт Протяженность электрифицирован- ных железных дорог, 103 км То же по отношению ко всей желез- нодорожной сети, % Грузооборот, осуществляемый элек- тротягой, ко всей работе железных дорог, % Быт и сфера услуг Потребление электроэнергии на ду- шу населения, кВт-ч/год Первый этап 1928 г. 0.03 0.6 70 64,9 2,0 0,7 — 0.03 6 1940 г. 0,25 1,3 194 83,8 18,1 2,6 2 0,01 1,9 1,8 2,0 35 1950 г. 0,5 3.2 275 84,0 21,6 4,3 6 0,03 3,0 2,6 3,2 73 Второй этап 1970 г. 3,0 12,0 658 82,1 25,6 15,4 123 1,06 33,9 25,1 48,7 388 1985 г. 5,56 15,0 791 78 28,0 23.5 524 4,91 48,4 33,4 60.4 825 * Отношение полезной энергии, используемой в виде электроэнергии, ко всей полез* ной энергии, потребленной в народном хозяйстве. ** Потребление электроэнергии по отношению к потреблению всех топливно-энерге- тических ресурсов. *** Отношение мощности электродвигателей ко всей мощности двигателей в отрасли. Для энергетики СССР характерно повышение доли элект- роэнергии в общем расходе энергии (табл. 4.1). Энергетическая установка, служащая для выработки боль- ших количеств электрической энергии, называется электриче- ской станцией. Электростанция представляет собой крупное промышленное предприятие, отличительной особенностью кото- рого является практическая невозможность аккумулирования 141
вырабатываемой продукции — электроэнергии и тепла. Эта не- разрывность производства и потребления электроэнергии опре- деляет целый ряд важнейших технико-экономических требова- ний к электростанциям и прежде всего к надежности их работы. Для распределения и передачи энергии к потребителям элек- тростанции объединяются линиями передачи в единую энергоси- стему. Такое объединение повышает надежность и экономич- ность энергоснабжения. Это удается сделать за счет того, что использование резервной мощности отдельных электростанций в разных районах энергосистемы позволяет сократить общее количество резервных мощностей в системе; перераспределение нагрузки между отдельными электростанциями позволяет по- высить экономию топлива; разновременность максимума на- грузки в районах с различной географической долготой снижа- ет суммарный максимум нагрузки и необходимую рабочую мощность в энергосистеме. Все электростанции, использующие природные энергоресур- сы, связаны с предприятиями, добывающими и перерабатыва- ющими топливо, а также с его транспортировкой. Для элект- ростанций на органическом топливе — это карьеры и шахты по добыче угля, предприятия газо- и нефтедобычи, обогатительные фабрики и нефтеперегонные заводы, железнодорожный транс- порт, газопроводы и нефтепроводы, наконец, склады угля, га- зохранилища и нефтехранилища. Для АЭС — это предприятия, подготавливающие ядерное топливо; урановые рудники и обо- гатительные производства по получению урановых концентра- тов и обогащенного изотопом 235U урана, заводы по изготовле- нию твэлов, системы и предприятия, связанные с транспорти- ровкой, выдержкой и переработкой отработавшего топлива, и т. п. Все эти предприятия постоянно необходимы для нормаль- ной работы электростанций и являются для них сопряженными предприятиями, образующими их внешний топливный цикл, ко- торый является неотрывным звеном единой цепи преобразова- ния природных энергоресурсов в электрическую и тепловую энергию. Таким образом, в современных условиях энергетика, в част- ности ядерная энергетика, выступает как сложная совокупность больших производственных систем, созданных для производст- ва, преобразования, распределения и использования в народ- ном хозяйстве природных энергетических ресурсов и энергии различных видов. Основное условие, определяющее особенности развития энергетики и всего топливно-энергетического комплекса, — не- обходимость обеспечения постоянно растущих потребностей в электроэнергии. Следовательно, должен быть обеспечен не- прерывный технический и экономический прогресс энергетики. Это требует не только непрерывно растущего ввода новых 142
мощностей, но и улучшения экономических показателей про- изводства электроэнергии. Поэтому преимущественное разви- тие электростанций того или иного типа, в том числе АЭС, определяется прежде всего экономикой, т. е. в конечном итоге стоимостью производимой энергии и приведенными расчетными затратами. Другой фактор, определяющий условия развития данного типа станций, который также вытекает из постоянно растущей потребности в электроэнергии, — необходимость обеспечения определенного темпа ввода новых мощностей, характеризуе- мого временем удвоения мощности тЯэ (период времени, за который мощность станций данного типа удваивается). Время удвоения мощности зависит от скорости строительства самих станций, возможности соответствующего увеличения мощности предприятий внешнего топливного цикла и систем, обеспечива- ющих передачу и распределение энергии потребителям. Наконец, развитие производства электрической и тепловой энергии за счет строительства станций какого-либо типа долж- но подкрепляться наличием дешевых ресурсов соответствующе- го топлива в перспективе. Перечисленные общие условия (экономичность, возмож- ность обеспечения необходимого темпа прироста энергетиче* ских мощностей, потребность в топливе и его расход) являются основными при сравнительном анализе различных типов элек- тростанций, особенно при перспективном планировании и прог- нозировании в энергетике. При проведении такого анализа ис- пользуются соответствующие количественные характеристики: показатели общей экономичности, трудоемкость, сроки произ- водства оборудования и строительства электростанции, потреб- ность в топливе и производительность предприятий внешнего топливного цикла. Указанные характеристики служат также основными критериями технического совершенства и экономиче- ской эффективности конструкторских решений при проектных разработках станций наряду с техническими показателями, определяющими надежность работы энергоустановок и стан- ций (коэффициент готовности, вероятность безотказной работы и т. п.), условия эксплуатации и маневренность блоков (воз- можность снижения нагрузки до определенного уровня, ско- рость изменения мощности и т. п.)„ безопасность персонала и воздействие на окружающую среду (уровень радиоактивности выбросов, интенсивность излучения, годовые дозы облучения и т. п.). В последнее время развитие ядерной энергетики, впрочем, как и развитие энергетики вообще, вызывает большие дискус- сии в связи с опасностью загрязнения окружающей среды. Осо- бое беспокойство вызывают радиационное загрязнение окружа- 143
ющей среды и не решенные еще до конца радиоэкологические проблемы, связанные с транспортировкой, переработкой и заг хоронением радиоактивных отходов. Поэтому в круг вопросов, определяющих перспективу развития того или иного типа стан- ций, как приоритетные должны быть включены вопросы, свя- занные с вредным воздействием на окружающую среду и чело- века не только собственно АЭС, а топливно-энергетического комплекса в целом. Показатели общей экономичности АЭС. Показателями, ха- рактеризующими общую экономичность АЭС, являются: капи- таловложения /С, руб, эксплуатационные расходы издержки производства) S, руб/год, и обобщающая их величина— годо- вые расчетные затраты, 3, руб/год: 3=PHK+S, (4.1) где Рн — нормативный коэффициент эффективности капитало- вложений, в энергетике принимаемый равным 0,12 (подробнее см. ниже). Наряду с этим используются соответствующие удельные по- казатели: удельные капиталовложения, руб/кВт, K=K/NycT; (4.2) себестоимость отпускаемой энергии за год, коп/(кВт-ч), 5=S.1025rOA; (4.3) удельные расчетные затраты за год, коп/(кВт-ч), з=3.102/Эгод, (4.4) где *ЭГОд=3(1—Зсн)—годовой отпуск энергии, кВт-ч/год; Э — годовое производство электроэнергии, кВт-ч/год; ЭСц — доля собственного расхода электроэнергии; NyCT— установлен- ная мощность электростанции. При определении себестоимости электроэнергии на АЭС обычно выделяют следующие составляющие затрат: составля- ющую годовых затрат на ядерное топливо 5Т; зависящую от начальных капиталовложений SK (включает в себя амортиза- ционные отчисления Sa, отчисления на ремонт Sp); заработную плату эксплуатационного персонала и начисления на нее S3.n; общестанционные и прочие расходы Snp. Следовательно, годо- вые затраты, руб/год, на АЭС можно выразить в виде 5Аэс = ST + SK + S3.n + Snp. (4.5) Исходя из связи затрат с количеством производимой энер- гии в год Э при расчетах годовых эксплуатационных затрат на электростанциях принято разделять затраты на условно-посто- янные, не зависящие от количества производимой энергии, 144
5уп=5к+5з.п+5Пр, и УСЛ0ВН0"пеРеменные ^т. Таким образом, можно записать 5Аэс = Syn + ST. ~ (4.6) В соответствии с этим при определении себестоимости электро- энергии принято также выделять условно-постоянную состав- ляющую себестоимости электроэнергии 5уп, которая с увели- чением количества отпускаемой электроэнергии уменьшается, и условно-переменную (топливную) составляющую себестоимо- сти электроэнергии sT. Составляющая себестоимости, отражающая начальные ка- питаловложения, SK=Sa+Sp, (4.7) где 5а=ра/(ст — амортизационные отчисления от стоимости основных производственных фондов; ра — коэффициент, учиты- вающий амортизационные отчисления на полное восстановле- ние объекта после истечения срока службы и затраты на капи- тальный ремонт. Значения ра для АЭС принимаются, так же как и для обычных тепловых электростанций, по нормам амор- тизации, которые являются едиными для аналогичных по уст- ройству, функциональному назначению и условиям работы элементов основных фондов. Однако в нормах амортизации для АЭС должны учитываться особые условия проведения ре- монта оборудования, связанные с его высокой радиоактивно- стью. Некоторое оборудование на АЭС вообще не ремонтиру- ется, а заменяется новым. В связи с этим в нормах амортиза- ции для АЭС должна повышаться составляющая на реновацию (обновление) и снижаться составляющая, связанная с капи- тальным ремонтом. В целом для АЭС в настоящее время при- нимается /?а = 0,06-^0,08. Годовые расходы на текущий ремонт оборудования и стро- ительной части обычно определяются в долях расхода на амор- тизацию: Sp=#PSa. (4.8) В среднем #р=0,2. Годовые расходы на заработную плату эксплуатационного персонала подсчитываются по зависимости (l+Aiepc)S0cH, (4.9) где SOcH=n3NycT0; (4.10) Лэ — удельная численность (штатный коэффициент), равная количеству эксплуатационного персонала на 1 МВт установ- ленной мощности; Ф — среднегодовая зарплата штатного ра- ботника; ЯПерс=0,3 год-1 — коэффициент, учитывающий прочие 10-7000 145
расходы на профессиональную подготовку, удовлетворение са- нитарно-гигиенических нужд и др. Общестанционные и прочие затраты, руб/год, принимаются как доля #Пр от суммы затрат на амортизацию, текущий ре- монт и заработную плату эксплуатационного персонала, т. е. Snp = #np(Sa+Sp+S3.n). (4.11) Таким образом, условно-постоянные затраты можно выразить в виде Oyn = Oa-j-op-J-03.n-J-«Snp = = [Sa(l+#p)+S3.n](l+#np). (4.12) Соответственно условно-постоянная составляющая себесто- имости единицы отпускаемой энергии, коп/(кВт-ч), 100/Эгод. (4.13) Укрупненно условно-постоянная составляющая себестоимости электроэнергии на АЭС может определяться по величине удельных капиталовложений: s^H^JL-, (4.14) где Яуп —доля условно-постоянных затрат, принимаемая для АЭС равной 10—11,5%; /1у=Эгод/МУст — число часов использо- вания установленной мощности. На АЭС постоянная составля- ющая себестоимости электроэнергии для станций с реакторами на тепловых нейтронах равна 70%, для станций с реакторами на быстрых нейтронах — 90% общей стоимости производства энергии. Специфика использования топлива на АЭС определяет ряд особенностей расчета топливной (переменной) составляющей себестоимости электроэнергии. Главная особенность заключает- ся в том, что ядерный реактор — это двухцелевая установка, которая одновременно с выработкой теплоты для получения электроэнергии производит переработку сырьевых материалов в делящиеся. В процессе этой переработки в твэлах образуется плутоний. Поэтому, если станция работает по замкнутому топ- ливному циклу и отработавшие твэлы направляются на пере- работку, экономичность АЭС необходимо оценивать с учетом коэффициента воспроизводства ядерного топлива и стоимости его извлечения из отработавших твэлов. Если ядерный реактор работает в разомкнутом цикле, как это имеет место в настоя- щее время, то экономичность АЭС можно оценивать так же, как и в обычной теплоэнергетике, т. е. без учета стоимости из- влекаемого из отработавших твэлов топлива. 146
Другая особенность расчета топливной составляющей стои- мости электроэнергии на АЭС определяется длительным вре- менем пребывания в реакторе ядерного топлива и необходимо- стью иметь в нем для обеспечения критичности значительный запас топлива. При минимальном запасе свежих твэлов (при- мерно 10% годового расхода) количество ядерного топлива, непосредственно находящегося на АЭС и необходимого для ее нормальной работы, составляет более 500% годового расхода топлива. Стоимость первоначальной топливной нагрузки может достигать значительной доли стоимости всей АЭС (15—20% для ВВЭР и до 40% для РБМК). В начальный период эксплуатации топливная загрузка из-за отличного от стационарных условий ее нуклидного состава мо- жет иметь меньший объем топлива или пониженное по сравне- нию со стационарным режимом эксплуатации обогащение топ- лива. По мере работы реактора для поддержания необходимого запаса реактивности нужна непрерывная или периодическая замена части ТВС. Поэтому между началом работы реактора и его стационарным установившимся режимом непрерывных частичных перегрузок существует переходный режим использо- вания топлива. Длительность переходного периода, в течение которого реактор выходит на стационарное по глубине выгора- ния топлива состояние, может быть значительной и даже соиз- меримой с нормативным сроком окупаемости основных произ- водственных фондов (для АЭС, как и в обычной энергетике, нормативный срок окупаемости равен 8 годам). Далее, в отличие от тепловых станций на органическом топ- ливе, где потребление топлива непрерывно и соответствует по времени выработке электроэнергии, затраты на топливо на АЭС, как правило, дискретны и определяются периодом вре- мени между перегрузками, который часто не совпадает с каль- куляционным периодом (обычно год) расчета стоимости отпус- каемой энергии. Все это свидетельствует о сложности и неоднозначности расчета топливной составляющей себестоимости электроэнер- гии на АЭС. При проведении расчетов основным исходным па- раметром служит глубина выгорания топлива, определяемая как количество тепловой энергии, которая может быть получе- на с единицы массы топлива в данном реакторе: BT=NTTK/MVf (4.15) где Л^т —тепловая мощность реактора, кВт; Тк — длительность его кампании, сут; Мр — масса топлива в реакторе, кг. Если определять топливную составляющую для однозонно- го реактора без частичных перегрузок за период времени Тк и без использования дополнительных поглотителей для подавле- ния начальной избыточной реактивности и если стоимость ос- 10* 147
тавшегося топлива равна нулю, справедлива зависимость vTe55"' (4Л6) где sT измеряется в копейках на киловатт-час. Используя выражение (4.15) для глубины выгорания, по- лучаем 100СТ 5т = !^Ж-' (4Л7) где т]^тто — КПД станции нетто; Ст— начальная стоимость топли- ва в виде новых ТВС, помещаемых в реактор, руб/кг. Стоимость новых (свежих) ТВС Ст = Сисх.т~1~Соб+^'ИЗг4"£тр, (4.18) где Сисх.т — стоимость исходного сырья; С0б— стоимость обога- щения; Сдаг — стоимость изготовления твэлов и ТВС; Стр— сто- имость транспортировки свежего топлива в виде ТВС к АЭС. В случае замкнутого уран-плутониевого топливного цикла (см. § 4.2) из стоимости топлива должна вычитаться стоимость от- работавшего топлива, в которую входят также дополнительные издержки производства, связанные с выдержкой СВЫд, транс- портировкой Стр и химической переработкой Схтл отработавше- го топлива, и стоимость оставшегося и накопленного к концу кампании делящегося материала: ^отр.т = ^U + ^Ри Свык ^тр ^хим> (4.1У) где С*и = [1-(1+КВ)8Л]Си (4.20) — стоимость возвращаемого урана с учетом изменения его ко- личества (на 1 кг U начального обогащения, загруженного в зону) в результате выгорания 235U и превращения 235U в 239Pu; £pu = 86*hKHCPli —стоимость плутония, наработанно- го на 1 кг 235U, загруженного в зону; KB и КН — соответственно коэффициенты воспроизводства и накопления 239Ри и 241Ри по отношению к разделившемуся в активной зоне 235U; хн — содер- жание 235U в свежем топливе, Kr235U/KrU; 65 — доля 235U, раз- делившегося при работе в реакторе; Си — стоимость оставше- гося урана; Сри — стоимость накопленного плутония. Отметим, что при назначении стоимости отработавшего топ- лива должна учитываться разновременность затрат, связанная с задержкой, транспортировкой и химической переработкой от- работавшего топлива. Приведенный расчет относится к исполь- зованию однородной топливной загрузки в течение кампании 148
Гк. При определении затрат на более короткие периоды, напри- мер за год, в условиях переходного по глубине выгорания вы- гружаемых из активной зоны ТВС режима работы реактора и для многозонного реактора (реактора на быстрых нейтронах с активной зоной и зоной воспроизводства, реактора на тепло- вых нейтронах, в котором для профилирования тепловыделения используется неоднородная топливная загрузка, и др.) топлив- ную составляющую себестоимости на АЭС следует определять как sT(t)=K(t)Mt), (4.21) где K{t)—фактическая стоимость загрузки активной зоны ре- актора; е(0 — ресурс ее работы в определенный момент вре- мени, отсчитываемый от начала работы реактора. В соответствии с зависимостью (4.21) топливная составля- ющая будет переменной во времени, так как по мере работы реактора вследствие выгорания топлива и частичных перегру- зок фактическая стоимость топлива (ТВС) в реакторе, кото- рую можно относить к вырабатываемому в данный момент вре- мени количеству энергии, будет различной. В связи с этим, рассматривая определенный период работы реактора, в каче- стве которого обычно принимается календарный год, значение топливной составляющей можно определить только как сред- нюю величину за этот период времени: sr = —L—\sT(t)dt. (4.22) Топливная составляющая для многозонного реактора (при наличии в реакторе ТВС с различными начальной стоимостью и временем пребывания) может быть выражена в виде 2*/(0С, [Bj(t) -Bj(t)] — BiV) sAt) = -У*- —^ , (4.23) где / — индекс зоны; / — число зон, т. е. количество типов ТВС; fij(t) —число ТВС /-го типа в момент времени t в реакторе; Cj — начальная стоимость ТВС 1-го типа, руб/,шт; Bj(t) — средняя по всем ТВС /-го типа, находящимся в реакторе в мо- мент времени t, проектная глубина выгорания топлива, кВт-сут/кг; Б/(0 — средняя по всем ТВС /-го типа, находя- щимся в реакторе в момент времени t, достигнутая (текущая) глубина выгорания топлива, кВт-сут/KrU; trij — масса загру- 149
женного урана в ТВС /-го типа, кг; т]{£тто — КПД нетто. Для однозонного реактора, в котором все ТВС имеют оди- наковые технические параметры и стоимость, это выражение переходит в (4.17). Отметим, что для реакторов на тепловых нейтронах со слабым обогащением топлива приближенно мож- но принимать, что за время кампании стоимость ТВС, опреде- ляемая как Cj=[Bj(t)—Bj(t)]/Bj(t), изменяется по линейно- му закону, уменьшаясь от первоначального значения до нуля (при разомкнутом топливном цикле) или до стоимости отрабо- тавшего топлива. Рассчитанная по зависимостям (4.17) и (4.23) топливная составляющая стоимости электроэнергии на АЭС учитывает только те затраты на топливо, которые связаны с его выгора- нием, и не учитывает остаточной стоимости ТВС, находящихся в рассматриваемый момент времени в реакторе. В установив- шемся по использованию топлива режиме работы реактора эта стоимость ТВС (неиспользованного еще топлива) в зависимо- сти от типа реактора может быть значительной. Для реактора типа РБМК это примерно половина стоимости штатной за- грузки топливом. Для реактора типа ВВЭР с периодической перегрузкой 1/3 ТВС эта стоимость колеблется от 1/3 стоимо- сти штатной загрузки перед перегрузкой до 2/3 после пере- грузки. Остаточная стоимость находящейся в реакторе топливной загрузки (10—20% стоимости всей АЭС) вместе со «страхо- вым» запасом топлива относится к оборотным фондам АЭС. В связи с этим на балансе АЭС числятся значительные средст- ва, связанные с находящимся в реакторе частично отработав- шим топливом. Эта специфика использования средств, вложен- ных в ядерную энергетику, — ее негативная особенность, так как приводит к отвлечению из народного хозяйства значитель- ных денежных сумм. Поэтому предлагаются различные спосо- бы перенесения остаточной стоимости топливной загрузки на стоимость вырабатываемой электроэнергии. В частности, на ос- новании опыта эксплуатации ВВЭР предлагается перенесение этой части затрат на топливо на себестоимость электроэнергии в течение нормативного срока окупаемости. Для этого вводится категория капитальных вложений в оборотные фонды, связан- ных с топливной загрузкой, /Ст.з, руб., т. е. капитальная состав- ляющая стоимости загрузки активной зоны. Для реакторов типа ВВЭР рекомендуется принимать /Ст.3 в размере начальной стоимости 2/3 штатной загрузки ТВС в реактор. Тогда топлив- ная составляющая себестоимости электроэнергии, отпускаемой за период работы m-й загрузки, рассчитывается по формуле sm = s0+sm= -%Ч~%Ч (4.24) 150
где s0 — постоянная (капитальная) часть составляющей себе- стоимости электроэнергии; Стт — стоимость топлива, обеспечи- вающего запас реактивности для работы реактора от перегруз- ки до перегрузки (для ВВЭР — первоначальная стоимость 1/3 ТВС активной зоны); /Ст.з — капитальная составляющая стои- мости загрузки активной зоны (для ВВЭР — первоначальная стоимость 2/3 ТВС активной зоны); Эт — отпуск энергии за п период работы т-й загрузки; Эп= SJ Эт — количество энер- т гии, отпускаемой за период нормативного срока окупаемости капиталовложений. Недостаток приведенной методики заключается в неучете динамики изменения стоимости капитальной составляющей /Ст.з в процессе работы реактора. Этот недостаток исключается в методике расчета, предлагаемой для РБМК*. К определен- ной по формулам (4.17) и (4.23) «расчетной» топливной со- ставляющей себестоимости электроэнергии присоединяется «до- полнительная» топливная составляющая, связанная с перене- сением на отпускаемую электроэнергию остаточной стоимости топливной загрузки, находящейся в реакторе в стационарном режиме его работы: s«T=sT+AsT. (4.25) Остаточная стоимость топливной загрузки в этом случае может списываться равными долями по годам в течение нормативного срока окупаемости или «ускоренно», т. е. долями, убывающими по линейному закону за этот период. Последнее позволяет уве- личить скорость возврата «задолженности» АЭС за топливную загрузку и снижение оборотных фондов станции до значения, соответствующего запасу топлива, необходимого для ее нор- мальной работы (порядка 10% годового расхода ТВС). Опре- деление AsT для указанных способов перенесения фактической стоимости топливной загрузки на отпускаемую энергию можно проводить по формулам Д5т = 100а/7шт Ствс/Пк Эк (4.26) и при «ускоренном» списании ь-^-Ш1-^} (4-2?) где k — порядковый номер года эксплуатации АЭС в пределах нормативного срока окупаемости капитальных вложений; * Подробнее см. «Учет стоимости топливной загрузки в себестоимости электроэнергии АЭС»/ Б. Б. Батуров, С. В. Брюнин, А. Д. Жирнов и др.// Атомная энергия. 1961. Т. 47. Вып. 4. С. 237—241. 151
Рис. 4.1. Зависимость дополнительной (1), расчетной (2) и полной (3) топ- ливных составляющих себестоимости электроэнергии от времени эксплуатации АЭС (4 и 5 — среднее значение с учетом и без учета дополнительной состав- ляющей соответственно) Рис. 4.2. Зависимость оборотных фондов, связанных с топливной загрузкой, находящейся в реакторе (/), и с запасом топлива на складе (2) от времени эксплуатации АЭС Ток —нормативный срок окупаемости капитальных вложе- ний; Ант — число ТВС в штатной топливной загрузке реактора в стационарном режиме эксплуатации в k-м году; а — коэффи- циент, равный отношению остаточной стоимости топливной загрузки к первоначальной стоимости штатной топливной за- грузки, состоящей из свежих ТВС; 9k — отпуск электроэнергии в fe-м году, кВт-ч/г; Ствс —стоимость одной ТВС, руб. Расчет топливной составляющей по формуле (4.25) позво- ляет предусмотреть снижение оборотных фондов АЭС за нор- мативный срок окупаемости капиталовложений со значения, равного стоимости первоначальной загрузки плюс запас ТВС в первый год эксплуатации АЭС, до значения, равного запасу топлива, необходимого для обеспечения бесперебойной работы станции. В качестве примера на рис. 4.1 для реактора РБМК приведены: изменение во времени расчетной 2, дополнитель- ной 1 и полной 3 плановых топливных составляющих себестои- мости электроэнергии и ее среднее значение с учетом 4 и без учета 5 дополнительной составляющей. На рис. 4.2 для того же случая показано изменение оборотных фондов, связанных с топливной загрузкой, находящейся в реакторе У, и с запасом топлива на складе 2. 152
Рассмотренная методика расчета , топливной составляющей себестоимо- сти электроэнергии позволяет относи- { тельно быстро снизить оборотные фон- ды, что облегчает экономические взаи- к2 моотношения АЭС с обслуживающи- к ми их предприятиями и потребителя- ; ми электроэнергии и способствует бо- лее эффективному использованию средств, вкладываемых в топливный ° цикл ядерной энергетики. рис 4.3. Сравнение эконо- При оценке экономической це- мичности вариантов АЭС лесообразности постройки той или иной электростанции или ЯЭУ, как правило, приходится сравнивать два или несколько вариантов проекта, один из ко- торых, более дорогой в строительстве, оказывается более де- шевым в эксплуатации, а другие, более дешевые в строительст- ве, менее экономичными и более дорогими в эксплуатации. Для того чтобы выбрать наиболее оптимальный вариант, необходима методика приведения двух различных показателей (удельных капитальных затрат и себестоимости производства электроэнергии) к единому показателю, по которому можно было бы судить об экономической целесообразности какого-ли- бо варианта проекта. Таким показателем принято считать при- веденные затраты 3 [зависимость (4.1)]. Поэтому применяе- мый в Советском Союзе метод приведения удельных, капиталь- ных и текущих затрат к одному экономическому показателю носит название метода приведенных (или расчетных) затрат. Этот метод основан на следующем исходном положении: чем меньше срок, за который дополнительные капиталовложения для более дорогого варианта окупятся за счет более низкой себестоимости, тем выгоднее этот вариант для народнрго хо- зяйства. Для каждой отрасли промышленности, исходя из структуры основных фондов, технического уровня производства, степени автоматизации, темпов развития отрасли и подобных показателей, назначается некоторый контрольный срок, назы- ваемый нормативным сроком окупаемости Т%к. Величину, обратную нормативному сроку окупаемости, на- зывают нормативным коэффициентом эффективности капитало- вложений Рн = 1/Ток- Нормативный срок окупаемости Гок и нормативный срок эф- фективности Рн отражают принятый на данном отрезке време- ни применительно к конкретным экономическим условиям дан- ной отрасли промышленности эквивалент затрат прошлого и настоящего труда. Таким образом, согласно этому методу, если дополнитель- 153
Таблица 4.2. Технико-экономические показатели АЭС и электростанций на органическом топливе Показатель Количество и мощность блоков, МВт Топливо КПД брутто, % Стоимость 1 кВт установленной мощности, руб/кВт Себестоимость электроэнергии, коп/ (кВт-ч) АЭС с реактором ВВЭР-1000| РБМК-1000 4ХЮ00 4ХЮ00 Диоксид урана 31,7 200 0,8 31,3 260—280 0,87 KSC с турбиной К-800-240 6X800 Газ—мазут 43 128 0,75 тзц с турбиной Т-250-240 4X2500 Газ—мазут — 180 — ные капитальные затраты в более капиталоемком варианте оку- паются за счет более низкой себестоимости в срок, меньший нормативного срока окупаемости, признается выгодным вари- ант, более дорогой в строительстве и более дешевый в эксплуа- тации. Если же окупаемость дополнительных капитальных за- трат происходит в срок больше нормативного, то признается выгодным вариант, более дешевый в строительстве. Математически это можно представить следующим обра- зом. Пусть имеются два варианта проекта — 1 и 2, для которых капиталовложения и эксплуатационные затраты соответствен- но равны /Ci, Si и /С2, S2, причем /C2>/(i, a S2<Si. Тогда срок окупаемости дополнительных затрат можно выразить в виде TOK=(K2-Kl)l(Sl-S2). Если Т'ок^^ок, то выгоднее вариант 2; если Т0К>Т%К, то выгод- нее вариант 1. Эту задачу можно решить графически, если представить изменение суммарных затрат во времени для различных вари- антов в виде графиков (рис. 4.3). В табл. 4.2 приведены технико-экономические показатели АЭС с серийными блоками с реакторами ВВЭР-1000 и РБМК-ЮОО, современной конденсационной станции (КЭС) и ТЭЦ на органическом топливе. 4.2. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ По мере расширения масштабов внедрения ядерной энергии в народное хозяйство проблема обеспечения безопасности для персонала АЭС и населения перерастает из узковедомственной, 154
отраслевой в региональную, общесоюзную и даже международ- ную проблему. Естественным процессом является дальнейшее совершенствование систем безопасности на предприятиях ядер- ной энергетики (ЯЭ). Это влечет за собой увеличение расходов на защитные мероприятия. Ответ на вопрос, до каких пределов оправдан рост этих расходов, каково оптимальное распределе- ние средств на различные меры по обеспечению безопасности с точки зрения их эффективности для настоящего и будущих поколений, требует специального анализа. Для решения этой проблемы разрабатывается и предлагается метод экономиче- ского анализа безопасности ядерной энергетики *. В литерату- ре этот анализ чаще всего называется анализом затраты — выгода (АЗВ). Основные положения метода сводятся к следу- ющим. Основной фактор воздействия предприятий ЯЭ на здоровье человека — ионизирующее излучение. При существующих и предполагаемых уровнях облучения человека за счет ЯЭ эф- фектами этого облучения являются канцерогенные и генетиче- ские заболевания. Их проявление носит вероятностный харак- тер и не имеет порога действия. Для оценки радиационного риска смерти используется линейная зависимость доза—эф- фект: г=аН или R = aS, где /" — индивидуальный риск — вероятность заболевания или смерти под влиянием некоторого фактора (облучения, аварии и т. п.); R — коллективный риск — сумма индивидуальных рис- ков в рассматриваемом коллективе людей: /? = ^rt или R = = %Nkrk; Nk— число людей, для которых r=rk; Н — инди- k видуальная эффективная эквивалентная доза облучения чело- века, служащая мерой радиационного риска, бэр**; S —коллек- тивная доза — сумма индивидуальных доз в рассматриваемом коллективе людей, чел-бэр: оо S = ^NkHk или S=$N(H)HdH, k о где Nk— число людей, получивших дозу Hk\ N(H)dH — число людей, получивших дозу в интервале (Я, H-\-dH). Величина а — коэффициент пропорциональности, равный ~2-10~4 бэр-1. * Подробнее см. Легасов В. А., Демин В. Ф., Шевелев Я. В. Основа анализа безопасности в ядерной энергетике// Атомно-водородная энергетика и технология. Вып. 7. М.: Энергоатомиздат, 1986. С. 61—104. ** В СИ единица эквивалентной дозы — зиверт (Зв); 1 Зв=100 бэр. 155
Это значение включает риск смерти от рака (~1,2-10~4), риск появления серьезных наследственных заболеваний (~0,8- Ю-4), которые по степени вреда для общества считаются эквивалент- ными смерти от рака. Для людей годовая эквивалентная доза за счет естествен- ного фона и за счет медицинских процедур в среднем равна 0,2 бэр. Соответствующая интенсивность радиационного риска равна г=4*10~5 год-1 (это значение соответствует смерти че- тырех человек на каждые 100 тыс. населения за год действия источника). Осуществление мер радиационной безопасности на пред- приятиях ЯЭ регламентируется следующими принципами: 1) исключением всякого необоснованного облучения; 2) непревышением основного дозового предела (ДП); 3) снижением дозы облучения до возможно низкого уровня. Например, для работы предприятий в нормальном режиме установлены ДП — 5 и 0,5 бэр/год для персонала и населения соответственно. Значение допустимого риска или его эквива- лента ДП устанавливают путем его сопоставления с риском, которому человек подвергается в повседневной жизни. ДП слу- жит ограничением риска сверху. При установлении ДП эконо- мический анализ не используется. Экономический анализ безопасности предлагается исполь- зовать для обоснования снижения эквивалентных доз облуче- ния Н ниже ДП и тем самым снижения соответствующего ра- диационного риска (третий принцип осуществления мер радиа- ционной безопасности). Необходимость экономического анализа безопасности обу- словлена тем, что являющийся главным в отечественной гигие- не и санитарии принцип нулевой опасности или абсолютной безопасности не может быть реализован в рассматриваемом случае. Для радиационно опасных производств достичь абсо- лютной безопасности принципиально невозможно при любых затратах (рис. 4.4, кривая Rnp). Кроме прямого риска R„Pt на уменьшение которого направ- лены меры безопасности, существует еще косвенный риск RK. Он обусловлен строительными работами, изготовлением обо- рудования и материалов для защитных сооружений, их эксплу- атацией и т. п. С увеличением расходов на безопасность X риск Rnp уменьшается, a RK растет. Уменьшается также эффек- тивность затрат на защиту, характеризуемая величиной ARnpl&X (уменьшение риска на единицу дополнительных за- трат). Начиная с некоторого уровня расходов при дальнейшем росте X происходит возрастание полного риска Rn=Rnp+RK (см. рис. 4.4). Следовательно, последовательное и повсемест- ное применение принципа абсолютной безопасности сделало бы систему безопасности в стране в целом экономически неэффек- 156
Рис. 4.4. Зависимость риска R для населения, создаваемого некоторым производством, от расходов на без- опасность: Rnp — прямой риск, создаваемый пред- приятием (АЭС); Як —косвенный риск; #П=#ПР+ДК — полный риск о х тивной и к тому же более опасной. В связи с этим возникает проблема определения приемлемого уровня опасности или рис- ка. Исходить в решении этой проблемы только из уменьшения уровня суммарного риска неоптимально, так как затраты на защитные мероприятия отвлекают средства из других областей: народного хозяйства и прежде всего из тех, где формируется качество жизни. Поэтому они не должны быть чрезмерными. Таким образом, при принятии решения о мерах защиты и при их оптимизации необходимо сопоставление некоторых показа- телей риска и расходов на безопасность. Считается, что наи- более последовательно это может быть осуществлено в рамках экономического анализа безопасности работы предприятия ядерной энергетики. Согласно предлагаемому методу данное мероприятие или производство, связанное с риском для здоровья населения, счи- тается целесообразным, если получаемый от него чистый эко- номический эффект D=9—Р—X— Г>0. (4.28) Здесь Э — полный экономический эффект; Р — основные при- веденные расходы (без расходов на обеспечение безопасности);. X — расходы на защиту; Y — экономическая значимость риска (в более узком смысле — это прямой ущерб, обусловленньнг преждевременной смертью или заболеванием людей под дей- ствием рассматриваемого фактора). Критерием оптимальности мероприятия или производства служит максимум величины D. Этот критерий может быть распространен и на отрасль в целом.. Критерием оптимальности конкретной меры защиты на пред- приятии (например, АЭС), когда основные технологические и- экономические характеристики производства фиксированы (P=const, 3=const), служит минимум величины Z=X+Y, (4.29) где Z — обобщенные приведенные расходы. 157-
Возможно использование эквивалентного критерия Z)(3) чи- стого экономического эффекта от данной меры защиты: £Сэ>=Э<з)_Х=Уо— (Х+ У), (4.30) где 3<3> — полный экономический эффект, обусловленный сни- жением риска в результате принятой меры защиты стоимостью Х9 9^3)=(R0)—Y(R); Ro(R) — риск до (после) принятия меры; Y0=Y(Ro). Отсюда видно, что минимум Z соответствует мак- симуму D(3\ Величина £И3) может служить критерием эффек- тивности и обоснованием меры защиты: данная мера считает- ся оправданной или обоснованной, если Z)<3)>0. Успешное использование данного метода связано с возмож- ностью правильного количественного обоснования величины У как функции риска R. Применительно к ядерной энергетике при относительно малых индивидуальных радиационных рис- ках г можно принять линейную зависимость между У и R: Y=aR. (4.31) Здесь а — цена риска. Если в качестве единицы риска г или R взять значение 2-10~4, то в этом случае цена риска будет од- новременно и ценой облучения (ценой коллективной дозы 1 чел-бэр): Y=aS. (4.32) В настоящее время в оценке величины а существует боль- шая неопределенность. По разным источникам а=4^-800 руб/чел-бэр. Наиболее простой смысл имеют амин, получаемые, если в каче- стве У брать прямой экологический ущерб — недополучение об- щественно полезного продукта в результате преждевременной смерти человека. Он равен разности между полным экономи- ческим эффектом от использования его рабочей силы и затра- тами на жизнеобеспечение работника. Соответствующее значе- ние а называют хозяйственной ценой риска ах. Приведем ус- ловный пример расчета ах: 25-летнему человеку предстоит проработать 35 лет и прожить 50 лет; полный годовой экономиче- ский эффект от использования его рабочей силы в 2 раза пре- восходит его зарплату, составляющую 3000 руб., а на его жиз- необеспечение уходит 75% зарплаты. При этих условиях при- веденный полный эффект использования его рабочей силы составляет 58 200 руб., приведенные затраты на жизнеобеспече- ние— 22 300 руб., его хозяйственная цена равна 35900 руб. Отсюда ах=35900-2-10"4«7,2 руб. В величине ах не учитываются интересы людей, их нежела- ние подвергаться риску за счет фактора (в данном случае из- лучения), пользы от которого они не получают. Поэтому инте- 158
ресы человека должны быть учтены дополнительно. Для этого к ах нужно добавить еще одну компоненту цены риска, отра- жающую субъективное отношение человека к риску. В противо- вес ах ее называют субъективной ценой риска ас. С помощью компоненты ас можно правильно уравновесить безопасность и качество жизни. Фактически введение <хс соответствует тому, что в комплексе жизненных благ, ценимых человеком, без- опасность (риск потерять жизнь) является важным, но не все определяющим фактором. Ценой увеличения риска человек мо- жет пойти на улучшение своего качества жизни (повышение зарплаты или других льгот, благ, удобств). Определить вели- чину ас можно на основании социологических исследований, в частности установлением того, какую дополнительную зар- плату или иные материальные блага человек считает достаточ- ными для компенсации данного дополнительного риска. Если ЬС — прибавка к годовой зарплате, компенсирующая в глазах человека увеличение интенсивности риска бг, то ас=бС/6г. Например, интенсивность промышленного риска составляет в среднем 2 • 10-4 год"1. Предположим, удалось установить, что дополнительная интенсивность риска бг=10~3 год-1 окупает- ся с точки зрения работающих прибавкой к зарплате 103 руб/год. Следовательно, если взять в качестве единицы риска значение 2-Ю-4, получим цену риска: ас=(103:10-3).2.10-4=200 руб. Для других вредных факторов существенную роль может играть риск заболевания, хозяйственная цена которого <хх(б) и субъективная ас(б) должны быть также определены. Цену рис- ка заболевания нужно знать не только для оптимизации мер безопасности, но и для рационального выделения ресурсов на здравоохранение и для других целей. Таким образом, при оп- тимизации мер защиты предлагается использовать цену риска а=ах+ас и a(6)=ax(6)+'ac(6). Такое представление о цене риска соответствует главному принципу оптимизации народнохозяйственного мероприятия, при котором экономический анализ должен основываться на обобщенном показателе, включающем в себя два показателя— безопасность и качество жизни. Этот показатель носит назва- ние уровень жизни. При таком подходе экономический анализ представляется более широким, чем просто сопоставление рас- ходов и доходов,— это анализ возможностей улучшения жизни людей. Использование понятия «цена риска» («цена жизни») не противоречит этическим нормам социалистического общест- ва, поскольку цель анализа — найти оптимальные условия жиз- ни человека с точки зрения его безопасности и качества жизни. В реализации метода обобщенного экономического анали- 159
за безопасности ЯЭ есть еще одна проблема. Как соизмерять настоящие (сегодняшние) изменения качества жизни и без- опасности вследствие изменения конструкции защитного уст- ройства с их изменениями в будущем? Существо проблемы заключается в том, что среди радиоак- тивных ядер, образующихся в ядерном реакторе, есть долго- живущие (например, 14С, 1291). Наше поколение оставит их в наследство будущим поколениям. Кроме того, затраты на защитные мероприятия производятся в момент строительства АЭС, а полезный эффект—уменьшение радиоактивных выбро- сов— получается в течение последующих десятилетий. В обоих случаях вред и польза разнесены во времени. При экономиче- ском анализе это приводит к необходимости учета фактора времени при оценке как затрат (доходов), так и ущерба, т. е. приведения к одному моменту времени разновременных расхо- дов— дисконтирования. В современном развитом обществе это вызывает необходимость соизмерять желание людей жертво- вать частью сегодняшних благ (сегодняшнее качество жизни) ради повышения уровня жизни в будущем. Количественно та- кое желание выражает так называемая норма дисконтирования Ed с размерностью год-1. Она определяет минимально прием- лемый темп роста будущих благ в обмен на сегодняшние. С одной стороны, Еа — социально-психологическая характери- стика человека, зависящая от состояния общества, в котором он находится, от его материальной обеспеченности. С другой стороны, Ed зависит от эффективности производства, т. е. от его возможности обеспечить желаемый темп роста благ. Чем больше фонд накопления (т. е. чем больше вложения в народ- ное хозяйство), тем менее эффективные мероприятия становят- ся рентабельными. Эквивалентная ^-характеристика в сфере материального производства — нормативный коэффициент эф- фективности капиталовложений Рн (см. выше). В настоящее время обоснование принимаемых значений Ed и Рн является одним из актуальнейших, но не до конца решенных вопросов экономической теории. В первом приближении можно прини- мать Ed=Pn- Таким образом, пусть в некоторый момент време- ни будет получен доход C(t). Он эквивалентен получению дохо- да С0 = С*ехр(—Et) в настоящий момент времени. Аналогично необходимо провести перерасчет, если Ct не доход, а ущерб. Оценку ущерба от радиационного загрязнения окружающей среды при наличии долгоживущих нуклидов необходимо прово- дить с учетом дисконтирования, а именно: 00 у = J Y (t) exp (— Et) dt, (4.33) 6 где ?(t) —интенсивность ущерба. 160
Если в результате производства единицы электроэнергии в окружающую среду поступило определенное количество ра- диоактивных веществ и среди них есть долгоживущие, так что коллективная доза облучения населения будет формироваться в течение длительного времени, то Y(t) будет определяться как Y(t)=a$(t), где $(t)—мощность коллективной дозы, получаемой населени- ем в момент времени tf отсчитываемый от момента выброса. Для полного (приведенного к моменту времени /=0) ущер- ба в соответствии с (4.32) имеем Y=aSd, (4.34) где оо Sd--^\s(t)exp(-Edt)M. (4.35) 6 Экономический подход к оценке приведенного ущерба от из- лучения требует, чтобы в зависимость (4.32) вместо S подстав- лялась дисконтированная доза Sa- Это эквивалентно использо- ванию в расчетах неполной дозы, а именно — соответствующей интервалу времени тЭКв=1/£,<*. При этом приведенный ущерб У получается меньшим, чем простая сумма ущербов во времени Ко, вычисляемая по зависимости (4.35) с £d=0. При оптими- зации мер защиты использование У, а не У о должно приводить к уменьшению X. Следует подчеркнуть, что дисконтирование будущего ущерба не создает противоречий между поколениями [экономию от сокращения средств на защиту получает наше поколение, а ущерб в размере S(£>t3Kb) достается будущим поколениям]. В действительности никакого противоречия нет. Норма дисконтирования Еа>0 соответствует такому развитию общества, при котором часть материальных средств переводит- ся в фонд накопления, т. е. на улучшение будущих условий жизни. Будущие поколения в качестве компенсации за появ- ление некоторого длительно действующего вредного фактора получают материальные средства, часть из которых могут по- тратить на ликвидацию этого фактора. Важно понять, что в этом случае также не имеют места снижение безопасности и получение за счет этого материальных выгод. Отказ от какой- либо нерентабельной меры защиты высвобождает средства, ко- торые могут более эффективно применяться в других сферах. В частности, их можно направить на другое эффективное за- щитное мероприятие, на увеличение сегодняшних материаль- ных благ или производительности труда и качества жизни на- стоящего и будущего поколений. П—7000 161
Нерешенной проблемой в экономическом анализе безопас- ности ЯЭ остается вопрос, каким образом оценивать и оптими- зировать защиту от последствий маловероятных крупных ава- рий АЭС. Пока такой анализ предлагается основывать на использовании вероятности аварии, включая субъективную (экс- пертную) оценку вероятности элементарных событий, которые могут вызвать эту аварию, и математическом ожидании (в смысле теории вероятности) ущерба от этой аварии. 4.3. ТОПЛИВНЫЕ ЦИКЛЫ ЯДЕРНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ В связи с высокими темпами развития АЭС и прогнозируе- мым увеличением использования ЯЭУ для теплофикации, в вы- сокотемпературных технологиях и других производствах пер- востепенное значение приобретает проблема расширения сырь- евой базы ядерной энергетики. Для ее решения требуются интенсификация геологоразведочных работ, совершенствование методов и технологии переработки природного урана, разработ- ка ядерных реакторов, позволяющих более эффективно исполь- зовать природный уран или перерабатывать вторичное ядерное топливо. Одно из наиболее перспективных средств расширения сырь- евой базы ядерной энергетики — получение вторичного ядерно- го топлива в виде плутония при облучении 238U в реакторах на быстрых нейтронах. Количество ядерного топлива может быть существенно увеличено за счет вовлечения в топливный цикл тория, доступные запасы которого соизмеримы с запаса- ми урана. С начала развития ядерной энергетики вопрос об ограни- ченности запасов природного дешевого урана на земном шаре является постоянным предметом различных прогнозных иссле- дований и дискуссий. Называемые сроки истощения запасов дешевых урановых руд весьма различны. Однако, как отмечал в своем докладе на конгрессе МИРЭК VII академик А. П. Алек- сандров, «...будущая крупная ядерная энергетика должна быть способной (в смысле ядерного топлива) к саморазвитию, т. е. используя процесс размножения плутония в реакторах на бы- стрых нейтронах, должна обеспечить полное снабжение себя вторичным ядерным горючим — плутонием с подачей в топлив- ный цикл извне только недефицитного 238U». В такой постановке обеспечение будущей ядерной энергети- ки топливом, потребности в нем и возможность его воспроиз- водства на АЭС и в ЯЭУ с реакторами различных типов вы- растают в комплексную технико-экономическую задачу. При ее решении тесно переплетаются и требуют совместного рас- смотрения инженерные проблемы, связанные с повышением ко- эффициента воспроизводства топлива в ядерных реакторах и 162
улучшением технических характеристик последних, с совершен- ствованием технологии химической переработки отработавшего топлива, а также проблемы, определяемые необходимостью обеспечения нужного темпа ввода энергетических мощностей и снижения себестоимости отпускаемой электроэнергии, эколо- гией и защитой окружающей среды и т. п. Все это должно рас- сматриваться при условии обеспечения такой наработки вто- ричного топлива (плутония), при которой возможный темп нарастания мощностей ядерной энергетики на «собственном» вторичном топливе был бы не ниже необходимого для страны темпа развития энергетики. Приведенные соображения показывают, что в дополнение к технико-экономическим оценкам на всех стадиях проектных разработок АЭС (особенно с реакторами на быстрых нейтро- нах) необходимы расчеты по определению экономической эф- фективности использования природных ресурсов ядерного сырья. Сравнение различных реакторных установок с учетом эффективности использования природных ресурсов ядерного сырья связано с определением экономической эффективности топливных циклов. Последнее можно установить, рассчитав по- требность в ядерном сырье и производительность предприятий внешнего топливного цикла. Известные топливные циклы в ядерной энергетике наиболее четко можно классифицировать по типу ядерного топлива: ура- новые (уран-плутониевые), ториевый и плутониевый. Урано- вые топливные циклы подразделяются на цикл на природном уране и цикл на обогащенном уране. Топливный цикл в ядер- ной энергетике может быть замкнутым и разомкнутым. В замк- нутом цикле топливо после использования в реакторе направ- ляется на переработку с последующим полным или частичным возвращением в цикл. В разомкнутом цикле топливо после про- хождения через реактор и выдержки направляется на длитель- ное хранение либо на захоронение. Рассмотрим кратко особен- ности основных топливных циклов. Топливный цикл на природном уране состоит из следующих основных звеньев: добыча урановой руды, получение урановых концентратов, подготовка топлива, изготовление твэлов, облу- чение в реакторе, переработка отработавшего топлива (отделе- ние невыгоревшего урана и образовавшегося плутония от про- дуктов деления). Топливный цикл АЭС на природном уране — разомкнутый. Наработанный плутоний в реакторах этого типа не использу- ется (например, накапливается для последующего использова- ния в реакторах на быстрых нейтронах), а регенерат урана, содержащий небольшое (2—5 кг/т) количество 235U, неприго- ден в качестве основного топлива. Это наиболее простой цикл, так как нет обогащения природного урана изотопом 235U,
Таблица 4.3. Потребление урана реакторами различных типов мощностью .уэл = 1000 МВт при ф = 0,8 Показатель Начальная загрузка природно- го урана, т Расход природного урана, т/год Производство плутония, кг/г Полный расход природного урана за 30 лет, т Реактор на тепловых нейтронах легко- водный 450—558 125—140 215 4178 тяжело- водный 131 89 320 2711 усовер- шенство- ванный газогра- фиговый 544 136 170 4480 высоко- темпера- турный газогра- фитовый 153 127 112 3850 Реактор- размно- житель на быст- рых ней- тронах 640 155 600 700 а регенерация извлекаемого топлива непосредственно не влия- ет на работу АЭС и может рассматриваться как самостоятель- ное производство. Для АЭС, работающих по этому циклу, ха- рактерны относительно небольшие первоначальные затраты на топливо. Значительная их доля может окупаться накопленным плутонием (при его извлечении), так как его содержание в от- работавшем топливе может достигать 0,7 кг на 1 кг разделив- шегося 235U. На природном уране работают тяжеловодные реакторы и уран-графитовые с газовым охлаждением. В таких реакторах топливо—металлический уран с низким содержанием 235U, для них характерны^низкая удельная энергонапряженность топли- ва и невысокая глубина его выгорания. Поэтому топливному циклу на природном уране присущи большие капиталовложе- ния на установленный киловатт мощности и высокие произво- дительность и стоимость предприятий внешнего топливного цикла. Однако тяжеловодные реакторы отличаются низким те- кущим годовым расходом урана и значительно меньшими пер- воначальными вложениями в топливный цикл (табл. 4.3). От- сюда следует, что при возрастании цен на природный уран, особенно при высоких темпах развития ядерной энергетики, топливный цикл на природном уране с тяжеловодными реакто- рами может оказаться перспективным в отношении эффектив- ности использования ресурсов ядерного сырья. Топливный цикл на обогащенном уране. Основная отличи- тельная особенность этого цикла — наличие предприятий по обогащению ядерного топлива изотопом 235U (рис. 4.5). Топ- ливный цикл на обогащенном уране может быть и замкнутым, и разомкнутым. Последний предпочтительней при низких на- чальных обогащениях топлива и при больших глубинах его выгорания. 164
Отвальный ура» Хранение Добыча урановой руды, получение концентратов * Обогатительная установка (сублимация, обогащение) X Подготовка топлива, изготовление твзлов(кассет,ТдС) Хранение свежего топлива Реактор Выдержка облученного топлива х у Химическая переработка отработавшего топлива Плутоний Хранение Продукты деления {шлаки) Удаление в отходы, хранение или переработка л Оставшийся уран Удаление в отходы, хранение* возвращение в цикл Рис. 4.5. Схема уран-плутониевого цикла на обогащенном уране Повышение начального содержания делящегося нуклида в топливе существенно улучшает нейтронно-физические харак- теристики реактора, благодаря чему становится возможным ис- пользовать в активной зоне такие конструкционные материа- лы, как нержавеющая сталь, такие замедлители и теплоноси- тели, как обычная вода, а в качестве топлива — композиции U02, UN2 и т. п. Все это позволяет повысить удельную энерго- напряженность и температуру в активной зоне реактора, уве- личить глубину выгорания топлива, уменьшить при этом раз- меры реакторов и количество топлива, проходящего через пред- приятия внешнего топливного цикла. В результате снижаются капиталовложения в АЭС и заводы по изготовлению твэлов и химической переработке, появляется возможность повысить термодинамический КПД АЭС и снизить себестоимость выра- батываемой электроэнергии. В то же время при повышении начального обогащения, что связано с увеличением затрат в обогатительном производстве, возрастает стоимость ядерного топлива. Как показано в табл. 4.3, по эффективности использования ядерного топлива цикл с обогащением топлива уступает циклу на природном уране. Однако снижение удельных капитальных затрат при строительстве АЭС, более широкие возможности улучшения технико-экономических характеристик реакторных установок, возможность повышения их мощности привели к тому, что в настоящее время эксплуатируются, строятся и проектируют- ся в основном реакторные установки, работающие на обога- 165
щенном уране (водо-водяные под давлением, канальные уран- графитовые, водо-водяные кипящие и др.), Ториевый топливный цикл. С использованием тория в каче- стве исходного сырья для ЯЭУ благодаря воспроизводству де- лящегося нуклида 233U открывается возможность вовлечения в производство энергии дополнительных природных ресурсов. Ториевый топливный цикл по составу звеньев практически не отличается от уранового, за исключением первой стадии добы- чи тория. В реакторах на тепловых нейтронах с циклом Th — 233U коэффициент воспроизводства может составлять 1—1,05. Кро- ме того, если в таких реакторах существенно (в 2—4 раза) по- высить удельную энергонапряженность топлива (например, в реакторах с циркулирующим или газообразным топливом), то можно будет значительно снизить потребности в природном уране, который в этом случае будет нужен для первых зон вновь строящихся реакторов. Все это делает перспективным то- риевый цикл в случае истощения запасов дешевых урановых руд. В настоящее время ториевый цикл не нашел широкого применения, по-видимому, из-за того, что этот цикл должен быть обязательно замкнутым. Плутониевый топливный цикл может быть организован только после наработки плутония в реакторах, работающих по урановому топливному циклу. Получаемый в реакторах из 238U плутоний содержит изотопы 239Pu, 240Pu, 241Pu, 242Ри. Изотопы 240Ри и 242Ри тепловыми нейтронами практически не делятся. При «сжигании» плутония в реакторах на тепловых нейтронах (изотопы 239Ри и 241Ри) его энергетическая ценность примерно равна энергетической ценности 235U. В реакторах на быстрых нейтронах в реакции деления участвуют все изотопы плутония, включая 240Ри и 242Ри, что повышает энергетиче- скую ценность плутония приблизительно на 30%. Плутоний может заменить 235U и 233U в соответствующих топливных циклах. В этом случае АЭС с реакторами на тепло- вых нейтронах будет работать либо по плутоний-урановому, либо по плутоний-ториевому циклу. Однако наиболее эффек тивно использование плутония в реакторах на быстрых нейтро- нах. В таких реакторах коэффициент воспроизводства топлива может составлять 1,5—1,7 (теоретически 2,5). Энергосъем с единицы массы природного урана, участвующего в производ- стве энергии, резко возрастает (в 20—30 раз), за счет чего зна- чительно повышается эффективность использования сырьевых ресурсов и сильно снижается скорость потребления природно- го урана. Схема плутониевого топливного цикла с реакторами на бы- стрых нейтронах представлена на рис. 4.6. Особенность подго- товки топлива в этом цикле — использование для изготовления 166
Приготовление топлива, изеотоВление тВэлоВ ( ТВС, кассет и т.д.) Хранение свежего то пли да Реактор Выдержка облученного топлива * Переработка отработавшего топлива Продукты деления {шлаки) Удаление В отходы, хранение или переработка Рис. 4.6. Схема плутониевого цикла е реакторами на быстрых нейтронах твэлов природного или отвального (обедненного) урана и плу- тония, наработанного в урановом или плутониевом цикле. Только для этого цикла характерно существенное различие по конструкции и составу топлива твэлов, предназначенных для работы в активной зоне, и твэлов зон воспроизводства. В отличие от других топливных циклов регенерация топли- ва в плутониевом цикле имеет принципиальное, определяющее значение из-за относительно большого количества накапливае- мого топлива, которое возвращается в цикл. Скорость накопле- ния нового топлива определяется не только тем, насколько KB больше единицы, но и многими другими факторами. На нее влияют как условия и режим работы реактора, так и время за- держки и потери топлива в предприятиях внешнего топливного цикла. Поэтому для характеристики эффективности расширен- ного воспроизводства топлива вводится понятие времени удвое- ния ядерного топлива = 1,75 ft" (KB — 1 — ./A) j (4.36) где gs — удельная загрузка 235U в реактор, кг 235U/kBt; Н — отношение полного времени топливного цикла (время в реак- торе+время в переработке) к времени пребывания ядерного топлива в реакторе; е — доля потерь топлива при радиохимиче- ской и металлургической переработках; <р — доля времени ра- боты реактора на номинальной мощности в году (коэффициент использования установленной мощности); А—относительная глубина выгорания ядерного топлива за одну кампанию. Из зависимости (4.36) следует, что интенсивность накопления плу- 167
тония в сильной степени зависит от времени задержки топлива в предприятиях внешнего топливного цикла. Очевидно, если время удвоения ядерного топлива t2 меньше времени удвоения мощности развивающейся ядерной энергети- ки на быстрых нейтронах тяэ, то потребность в ядерном топливе из внешних источников будет равна нулю. Потребность в природном уране в этом случае сократится до минимума, оп- ределяемого количеством 238U, необходимого для загрузки в зоны производства и восполнения его потери при прохожде- нии через реактор и предприятия по переработке отработавше- го топлива. Создание реакторов на быстрых нейтронах, интенсивно вос- производящих топлива, связано с определенными трудностями. Они вызваны прежде всего необходимостью иметь большие удельную энергонапряженность и глубину выгорания топлива, что влечет за собой повышение температуры в активной зоне, организацию интенсивного отвода тепла, обеспечение механиче- ской прочности и термостойкости элементов конструкции, обо- лочек твэлоз и топливных композиций. Все это приводит к сни- жению KB до 1,3—1,4 и значительному удорожанию реактор- ных установок. Если добавить к этому неотработанность в настоящее время технологии химико-металлургической перера- ботки топлива, то как по потребности в природном уране для раз- вивающейся ядерной энергетики, так и по капитальным затра- там и себестоимости вырабатываемой энергии плутониевый топливный цикл с реакторами на быстрых нейтронах пока еще значительно уступает циклу с реакторами на тепловых нейтро- нах, работающими на обогащенном уране. Однако в принципе время удвоения ядерного топлива, которое для современных реакторов на быстрых нейтронах порядка 15—16 лет, можно сократить до необходимого значения (т. е. сделать его равным или меньше времени удвоения мощности развивающейся ядер- ной энергетики), и тогда будет решена проблема ресурсов ядер- ного сырья. 4.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТРЕБНОСТИ В ДЕЛЯЩИХСЯ МАТЕРИАЛАХ И РАСЧЕТ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ПРЕДПРИЯТИЙ ТОПЛИВНОГО ЦИКЛА АЭС Как уже отмечалось, эффективность использования ядерно- го сырья может быть весьма различна в зависимости от типа реактора и режима его работы, от характеристик предприятий внешнего топливного цикла и темпов развития энергетики. При сравнительном анализе эффективности использования ядерного сырья АЭС с различными реакторами прежде всего необходимо определить потребность в ядерном сырье при неиз- менной мощности реакторов в стационарном режиме частичных 168
или непрерывных перегрузок (установившемся режиме топлив- ного цикла, начинающемся со второго цикла обращения, т. е. прохождения через реактор всего загруженного первоначально- го топлива). Потребность в ядерном сырье в этом случае оп- ределяется тремя характеристиками: 1) Ge° — расходом природного урана на единицу отпущен- ной электроэнергии, т/(МВт • год), определяющим требуемую производительность уранодобывающей промышленности; рас- ход служит основной характеристикой при сравнении различ- ных АЭС по эффективности использования природных ресур- сов ядерного сырья; 2) Gx — годовым количеством циркулирующего в цикле топ- лива на единицу отпущенной электроэнергии, т/(МВт-год), оп- ределяющим производительность предприятий внешнего цикла, связанных с переработкой и обогащением урановой руды, из- готовлением твэлов, а также размеры хранилища для выдерж- ки отработавших твэлов и производительность предприятий по их переработке; 3) G9 — годовым количеством накопленного к концу кам- пании плутония на единицу отпущенной энергии, кг/(МВт-год), определяющим в случае вывода плутония из цикла возмож- ность развития ядерной энергетики с реакторами на быстрых нейтронах. Определим основные расходные (по топливу) характеристи- ки уранового топливного цикла АЭС с реакторами на тепловых нейтронах при выводе нарабатываемого плутония из цикла. Количество циркулирующего через реактор топлива (или со- вокупность однотипных реакторов) в установившемся режиме работы 0, = */Кр.д.чгГто), (4.37) где k — удельный расход делящегося материала на единицу выработанной тепловой энергии (величина, обратная «кало- рийности» ядерного топлива), k = 0,39 кг/(МВт-год); апр.д — масса накопленных продуктов деления к концу кампании на 1 т урана начального обогащения, кг/т U; т]^тто — КПД АЭС нетто. Если считать, что аПр.д в среднем может принимать зна- чение от 2—5 кг/т U для реакторов, работающих на природном уране, до 75—100 кг/tU для реакторов на быстрых нейтронах (в топливе реакторов на тепловых нейтронах на слабообога- щенном уране аПр.д=10-ьЗО кг/tU), то при КПД АЭС 25—45% количество циркулирующего в цикле урана начального обога- щения может составлять 10—800 т на 1 МВт-год. Так как аПр.д характеризует глубину выгорания, то из фор- мулы (4.37) следует, что чем больше глубина выгорания и вы- ше КПД АЭС, тем меньше производительность перерабатыва- ющих уран предприятий топливного цикла. 169
Для разомкнутых топливных циклов и для первого цикла обращения (т. е. для первоначальной загрузки реактора) удель- ный расход природного урана определяется зависимостью Ge= Gx(xH-y) I (Со—у), (4.38) где хн — содержание 235U в свежем топливе, кг 235U/KrU; у — содержание 235U в отвале, Kr235U/KrU; С0 — содержание 235U в природном уране, С0=0,00714 кг235и/кг0. Величину Gx, а следовательно, и Ge можно выразить через среднюю энергонапряженность ядерного топлива /, МВт(тепл.)/ти, и длительность кампании Гк, год, поскольку глубина выгорания B=anp.Jk==jTK к» Gx = ! = ! (4.39) G = (**=М) ! . (4.40) Для замкнутого цикла с учетом возврата в цикл оставше- гося топлива потребность в природном уране можно записать следующим образом: Ge° = G,(l—КВЦ), (4.41) где КВЦ — коэффициент возврата топлива в цикл после одно- кратного его использования в реакторе. КВЦ можно опреде- лить через коэффициент воспроизводства топлива и его отно- сительные потери в предприятиях топливного цикла: кВЦ = (1-в4)[1-(1+КВ»)81хв1{1-вт)(1-в,)(1-.,)^=Х, #н — У (4.42) где 64, 67, ее, еэ — относительные потери ядерного топлива соот- ветственно при изготовлении твэлов, химической переработке отработавшего топлива, сублимации и дообогащении (рис. 4.7); KB*—коэффициент воспроизводства плутония в активной зоне по отношению к разделившемуся 235U; 65 — доля 235U, разде- лившегося при работе в реакторе. При относительно малых потерях топлива на предприятиях топливного цикла, когда 8=64+67+68+69, и малой величине (1+КВ*)б5*н выражение для КВЦ упрощается: КВЦ^[1-(1+КВ*)55*н] Хк~у (1-s). (4.43) *н — У Первый множитель в зависимости (4.43) характеризует убыль урана в связи с его полезным использованием (превращение 170
O^f© **.p* Рис. 4.7. Схема топливного цикла на обогащенном уране с реакторами на теп- ловых нейтронах: / — добыча урана; 2 — сублимация; 3 — обогащение; 4 — изготовление твэлов: 5 — облучение; 6 — выдержка; 7 — регенерация отработавшего топлива; 8 — сублимация ре- генерата; 9 — дообогащение регенератора до хн; 10 — изготовление твэлов; //—склад отвального урана в энергию, наработка плутония); второй учитывает долю урана, переходящего в отвал обогатительного производства при до- обогащении регенерата, и третий определяет потери урана на всех стадиях его переработки. Окончательно расход урана на единицу отпущенной энергии G.° = *пр.д Чст \%?ГЛ(Ш (444) где А=[\—ъ— (1+КВ*)65*„]. При пренебрежимо малых потерях топлива в цикле и коли- честве нарабатываемого плутония доля разделившегося урана 85 = *н —*К *н(1 —*к) «Пр.Д = 55*Н — Здесь Of и оа — соответственно средние микроскопические сече- ния деления 235U и поглощения нейтронов в 235U. В этом слу- чае удельный расход природного урана при установившемся режиме работы АЭС без воспроизводства вторичного топлива определяется зависимостью О,о = 1-у (4.45) Из этой формулы следует, что количество потребляемого при- родного урана не зависит от глубины выгорания и начального обогащения урана, а определяется спектром нейтронов, КПД станции и содержанием урана в отвале. Количество нарабатываемого в реакторе плутония на еди- ницу вырабатываемой электроэнергии G% = GxKHanp.A, (4.46) 171
где КН — суммарный коэффициент накопления 239Ри и 241Ри в выгружаемом топливе по отношению к выгоревшему топли- ву. С учетом выражения для Gx G9 = ^KH/7]HexTO (4.47) Коэффициент накопления определяется по изменению изо- топного состава топлива при выгорании топлива. Величина КН показывает приспособленность реактора данного типа к рас- ширенному воспроизводству топлива: KH=ZPu/anp.A=KB* (хн—хк)/апр.д, (4.48) где Zpu — концентрация всех изотопов плутония в выгружае- мом топливе. Коэффициент воспроизводства, а следовательно, и коэффи- циент накопления в реакторах на тепловых нейтронах, рабо- тающих по уран-плутониевому циклу, составляет 0,1—0,4. По мере совершенствования таких реакторов путем увеличения энергонапряженности, обогащения и глубины выгорания топ- лива, повышения температуры в активной зоне коэффициент воспроизводства имеет тенденцию к снижению. Приведем расчет расхода природного урана для топливно- го цикла с реакторами на быстрых нейтронах. Кроме исполь- зуемых характеристик Ge°, Gx и G9 необходимо добавить еще G3 — годовое удельное количество топлива в зонах воспроиз- водства, циркулирующего в установившемся топливном цикле, т/ (МВт -год): G3=GxKH3anP.A/Z3, (4.49) где КНЭ — коэффициент накопления плутония в экранах реак- торов на быстрых нейтронах по отношению к выгоревшему топливу в активной зоне; Z3— концентрация плутония в выгру- жаемом из экранов топливе, кг Pu/tU. Из зависимости (4.37) следует, что Gs = ftKHs/(Z8l,«no). (4.50) Количество плутония, нарабатываемого к концу кампании в активной зоне и экранах реактора на быстрых нейтронах, 09 = £КН/7]Нте™ + гэОэ, (4.51) или с учетом (4.50) Оо^КН + Шз)/^™. (4.52) Применительно к реакторам на быстрых нейтронах инте- ресно рассмотреть замкнутый топливный цикл, когда накоплен- ный плутоний используется в тех же реакторах. Так как (КН+ +КНэ)>1/(1—е), природный уран при установившемся режи- 172
ме работы уже после первого цикла обращения расходуется только на зоны воспроизводства и восполнения потерь 238U, превращаемого в плутоний. Для этого с успехом можно ис- пользовать и отвальный уран. В замкнутом цикле помимо электроэнергии вырабатывает- ся ядерное топливо, которое можно использовать в новых ре- акторах. В этом случае количество дополнительно вырабаты- ваемого в цикле топлива, т/(МВт-год), в пересчете на природ- ный уран можно вычислить по формуле Ge*=—А_[^^(КН + КНЭ) l—(IiLZ^L-AXK^y)]9 (4.53) где А=1—е—(l+KH)6s*H; Э— энергетическая ценность по получению плутония, кг 235и/кгРи. Если плутоний используется в реакторах на тепловых ней- тронах, то энергетическую ценность плутония (239Pu+241Pu) можно принимать равной энергетической ценности 235U, т. е. 3=1 кг 235и/кгРи. Из приведенных зависимостей следует, что при установив- шемся режиме работы, т. е. при неизменной мощности работа- ющих АЭС, характеристики реакторов практически полностью определяют требуемые производительности предприятий топ- ливного цикла и потребности в природном уране. В условиях развивающейся энергетики, когда темп нарастания мощности АЭС достаточно высок (что характерно для настоящего перио- да развития энергетики), потребность в природном уране, про- изводительность предприятий топливного цикла, а следователь- но, и эффективность использования природных ресурсов в замкнутом топливном цикле в сильной степени зависят от параметров внешнего топливного цикла и прежде всего от вре- мени задержки ядерного топлива на различных стадиях про- изводства и переработки. Рассмотрим расчет производительности предприятий внеш- него топливного цикла в условиях развивающейся энергетики применительно к замкнутому уран-плутониевому циклу (см. рис. 4.7), в которых накопленный плутоний и неразделившийся уран возвращаются в цикл. Плутоний смешивают с отвальным ураном, в результате чего образуется топливо, эквивалентное урановому с начальным обогащением хн. Оставшийся уран с содержанием 235U хк дообогащают до начального. Примем, что мощность АЭС растет непрерывно по закону N(t). Наиболее близка к действительному закону изменения мощности экспоненциальная функция N=N0exp(t/X)y где А,— темп развития энергетики, который с большой степенью точно- сти на достаточно длительный период времени (30—50 лет) 173
можно принять постоянным. Величина К обратно пропорцио- нальна времени удвоения мощности: Х=1п2/ггя.э. (4.54) Годовая потребность в делящемся уране в момент време- ни / Wb = ^g»5 + N(t-Tp)j£-, (4.55) где первый член учитывает расход урана на первоначальную загрузку вновь вводимых реакторов; второй член — расход ура- на для перегрузки действующих реакторов. Здесь gsH— удель- ная загрузка делящегося материала в реактор, t235U/MBt; Тр — время от загрузки реактора свежим топливом до начала непрерывной перегрузки с расходом топлива g5H/7V, Ts = TK/(p— время задержки топлива в реакторе. Если реакторы. АЭС работают по разомкнутому циклу, то по #5Н можно определить потребности АЭС в природном уране. Для получения 1 т урана начального обогащения требуется (хн—у)/(Со—у) тонн природного урана [см. формулу (4.38)], а для получения 1 т 235U в составе топлива начального обога- щения требуется — (Хя'^у], или ! (1 2-V тонн природного урана. Тогда, учитывая задержки и потери топлива в каждом зве- не топливного цикла от рудника до завода по изготовлению твэлов, для разомкнутого цикла можно представить потреб- ность в природном уране (или требуемую производительность уранодобывающей промышленности, т/год) в виде WCo (t) = L_ (\ - JL") Si C0-y \ X, / (l_e2)(l_e3)(l-e4) x Tdffy+Tt + Tt+Tj N(t-Tp+Tt + T, + Ttu ^ {456) [ dt Ть у где T2t Г3, Та — время задержки топлива при сублимации, обо- гащении и при изготовлении твэлов соответственно; ег, ез, 84 — доли потерь топлива. В замкнутом цикле часть потребности в природном уране, определяемой зависимостью (4.56), восполняется за счет не- разделившегося урана и наработанного плутония. Зависимости для расчета производительностей соответству- ющих предприятий топливного цикла приведены в табл. 4.4. Зависимости, аналогичные приведенным, могут быть получены и для других топливных циклов. Кроме того, возможны так называемые смешанные циклы, когда используются АЭС с ре- акторами различных типов. Например, в ближайшей перспек- 174 .)х
Таблица 4.4. Производительность предприятий топливного цикла Наименование предприятия Производительность предприятия (см. рис. 4.7) Завод по химической переработке отработав- шего топлива Завод по сублимации регенерата (превраще- ние в UFe) Завод по производст- ву обогащенного урана Завод nos изготовле- нию твэлов (из регене- рата) Завод по изготовле- нию твэлов (из плуто- ния) АЭС (поступает топ- ливо из регенерата ура- на и плутония) АЭС (поступает топли- во из регенерата урана и плутония в пересчете на природный уран) Уранодобывающее предприятие <к(0 = — N(t-T9-TjSf- ^K(0 = 7-?"(i-«7)^«-rp-r,-rf) <*(<)•=-J-*£ (1 - «т) 0-«.М'-Гр- -Tt-T7-TB) <H<U)(0 = _i_(1_iW(1_e7)(1_ хи — У\ xKJT6 -••>(1-».)(1-«м)^('-Гр-Гт-Г,- <oh(PUV) = 0,39 КН(1-е7)Х X—— N (t - Тр - Гв - Г, - Г, - Г10) *п — У „*„U , „,ж„Ри 1TJh<u+Pu)(0 = ^b- + B^h- ^(0 = ^<oH<U+PU> Wc°(t) = < X 1 u с,-* 1(1-4)0-^(1—4) K('-i)^r"+r>r-+r"+ ^(<_Гр+Г2 + Г8 + Г4П / _^\ Х^-(1-«т)(1-«в)(1-«.)^('-Гр- _Гв-Г7)]-(1_^).0|39-^КН(1_ \т -*т) (1-'ю)ЛЧ7'р-7'в-г»+Г2+Гз)} 175
тиве наиболее реален смешанный уран-плутониевый цикл с ре- акторами на тепловых нейтронах и реакторами-размножителя- ми на быстрых нейтронах. 4.5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЯЭУ НА МОРСКИХ СУДАХ Опыт постройки и эксплуатации первых судов с ЯЭУ (атом- ные ледоколы «Ленин» и «Арктика», атомные суда «Саванна» и «Отто Ган») доказал, что судовые ЯЭУ в полной мере отве- чают всем техническим требованиям, предъявляемым к энер- гетическим установкам транспортных судов. Широкое исполь- зование ЯЭУ на транспортных судах определяется экономиче- скими соображениями и условиями их конкурентоспособности с традиционными видами установок на органическом топливе. Самостоятельной проблемой, в равной мере касающейся как атомных судов, так и крупных транспортных судов на органи- ческом топливе, является обеспечение защиты окружающей среды от последствий аварий в результате стихийных бедствий, столкновений и т. п. Исключительный интерес вызывает возможность создания экономически выгодного атомного флота. По затратам на по- лучение единичной мощности на валу, руб/кВт, сомнительно, чтобы ядерное топливо когда-либо смогло конкурировать с ма- зутом. Высокая стоимость ядерного топлива, реактора и биоло- гической защиты требует больших экономических затрат. Од- нако транспортные суда с ЯЭУ обладают рядом преимуществ по сравнению с обычными судами (автономность плавания, быстроходность и др.). Ядерные силовые установки позволяют создать такие транспортные, пассажирские суда и суда специ- ального назначения, какие вряд ли удастся создать с использо- ванием обычных двигателей. В оценке экономических показате- лей атомных судов эти обстоятельства играют решающую роль. Аналогичное положение наблюдалось в первые годы перехода от парусного флота к паровому. Тогда, как и теперь, мерой экономической эффективности и рентабельности были затраты на тонну-милю перевозимого груза. Исходя из этого, нетрудно показать, что даже в настоящее время наиболее экономичным видом транспорта является парусное судно. Однако паровые суда завоевали себе право на существование не из-за своей экономичности, а благодаря тому, что количество перевозимо- го груза увеличилось во много раз. Имеющиеся тенденции к увеличению водоизмещения, быст- роходности, автономности плавания транспортных судов, и особенно судов специального назначения (танкеров, рудовозов, судов-контейнеровозов, ледоколов), и связанное с этим повы- шение мощности силовых установок и электростанций судов 176
Рис. 4.8. Изменение мощности судовых энергетических установок (СЭУ) (б) и электростанции (а) крупных судов: / — пассажирские суда; 2 — контейнеровозы; 3 — танкеры; 4 — сухогрузные суда Рис. 4.9. Зависимость от мощности на винтах удельного расхода органическо- го топлива в ПТУ de, эффективного термического КПД ЯЭУ ть, массы ПТУ без учета запаса топлива на рейс Л^пту» массы ЯЭУ М^эу , разности полных масс ПТУ (с учетом запаса топлива на рейс длительностью 35 сут) и ЯЭУ АМТ (рис. 4.8) должны способствовать использованию ЯЭУ. Рудо- возы и танкеры находятся 340 сут в году в плавании (осталь- ные 25 сут — под погрузкой). Этот высокий коэффициент на- грузки также свидетельствует о необходимости использования ядерной энергии. Но особенно важна открывающаяся перспек- тива увеличения производительности судов. Производительность перевозок зависит от грузоподъемности, радиуса действия и скорости судна. Тоннаж судна обычно ог- раничивается производительностью портовых погрузочно-раз- грузочных механизмов, глубинами портовых проходов и т. п. Радиус действия определяется местом размещения источников сырья (руды, нефти, зерна и т. п.) и может только ограничи- вать производительность судна. Следовательно, производитель- ность можно поднять, увеличивая скорость судна, для чего требуется существенный рост мощности судовых энергоустано- вок, так как мощность на валу движителя пропорциональна кубу скорости движения. Для судов, работающих на мазуте, 12—7000 177
это связано еще и с увеличением запаса топлива. Так, совре- менный супертанкер мощностью 3000 кВт, перевозящий в од- ну сторону 100000 т на расстояние 32000 км (17500 миль) со скоростью 27 км/ч (17 узлов), за один рейс туда и обратно рас- ходует топлива в количестве 15% перевозимого груза. В этой связи с применением ЯЭУ может повыситься общая производительность грузовых судов всех типов за счет сниже- ния полной массы энергетической установки, которая включа- ет в себя массу собственно энергетической установки и массу топлива, запасаемого на рейс. На рис. 4.9 приведены зависи- мости масс ЯЭУ и паротурбинной установки (ПТУ) на мазуте (без запаса топлива на рейс) от их мощности, а также увели- чение полезной грузоподъемности в одном рейсе, полученное как разность полных масс ПТУ и ЯЭУ ШпТу■+ Мт — Мяэу) при длительности рейса 35 сут. Как видно из рис. 4.9, выиг- рыш ЯЭУ при полной массе при Ne=40-ИЮ МВт составляет более 10 000 т. Уменьшение полной массы энергетической уста- новки можно различными способами использовать для улучшения технико-экономических характеристик судна при ис- пользовании ЯЭУ: при постоянных мощности установки, водо- измещении и скорости судна повысить годовую производитель- ность судна увеличением полезной грузоподъемности; при не- изменной полезной грузоподъемности уменьшить водоизмеще- ние, что при постоянной мощности приведет к росту скорости и числа рейсов в год, а следовательно, провозной способности судна. Таким образом, уже сейчас вполне очевидно, что для боль- ших быстроходных судов с большим радиусом действия пер- спективны энергетические установки, работающие на ядерном топливе. Опыт эксплуатации атомоходов «Ленин» и «Арктика» в СССР показал, что использование судов подобного типа бес- спорно выгоднее по сравнению с судами обычного типа, так как позволяет качественно изменить условия обеспечения на- вигации в Арктике. Рассматривая эффективность применения ЯЭУ на судах, нужно иметь в виду, что наряду с совершенствованием обыч- ных судов ведутся разработки новых типов транспортных су- дов, которые могут быть созданы только при использовании ЯЭУ. К ним относятся суда на воздушной подушке и подвод- ные транспортные суда. Создание и использование таких су- дов может радикально изменить всю организацию и экономи- ку морских перевозок. Например, скорость доставки грузов на судах на воздушной подушке может возрасти на порядок (100—150 узлов вместо 15—18 узлов). Как и для АЭС, общим показателем технико-экономической эффективности судна и судовой энергетической установки яв- 178
ляются приведенные затраты, руб/(т-миля), 3„р=5эксп/2 (ML) +ЕхКс/2 (ML) +£20б/2 (ML), (4.57) где 5Эксп — эксплуатационные затраты за год; /Сс — строитель- ная стоимость (начальные затраты) судна; (ML)—годовая провозная способность судна, т- миля/год; Об — оборотные средства, заключенные на время перевозки в грузе; Е{ и Е2 — нормативные коэффициенты эффективности капиталовложений и оборотных средств. Годовые эксплуатационные затраты по судну могут быть представлены в виде *Ьэксп==#э («Ъэк~Т"«Ънв~Т~*Ъа~Т~«Ър~Г«Ъс) _|_^T_|_^cMj (4.0о) где аэ — коэффициент, учитывающий накладные расходы паро- ходства; 5Эк — затраты на содержание экипажа; Sa — аморти- зационные отчисления; 5С — затраты на снабжение быстроизна- шивающимися и расходными материалами; 5Р — расходы на текущий и малый ремонт; SHB — навигационные и прочие за- траты; SCM — затраты на смазку; 5Т — затраты на топливо. Ук- рупненно расходы на ремонт, снабжение и амортизационные отчисления определяются строительной стоимостью судна с ус- тановленными нормами отчислений ар, аам, асн, и тогда 5ЭКсп=аэ [S3K+SHb+ (Яам+Яр+Ясн) Кс] +ST+5CM. (4.59) Затраты на топливо определяются аналогично изложенному в §4.1. Опыт постройки и эксплуатации первых судов с ЯЭУ и про- веденные технико-экономические исследования показывают, что более высокие приведенные затраты для судов с ЯЭУ по сравнению с судами с традиционными двигателями (двигате- ли внутреннего сгорания, паротурбинные установки) обуслов- лены: более высокой стоимостью энергетической установки, вклю- чающей в себя дорогостоящие реакторы, биологическую защиту и другое специальное оборудование; дополнительной стоимостью корпуса, вызванной созданием противоударной защиты (усиление корпуса в месте располо- жения ЯЭУ); повышенной стоимостью проектирования и прочими затра- тами, связанными с применением специальных материалов и привлечением более квалифицированного персонала при сбор- ке и монтаже оборудования; большими расходами на научно-исследовательские работы, которые выполнялись при проектировании и создании первых судов с ЯЭУ. Возможность уменьшения строительной (начальной) стои- мости атомного судна связана прежде всего с усовершенство- 12* 179
ванием паропроизводящей установки путем снижения ее массо- габаритных характеристик и повышения энергетической эффек- тивности. Большую роль в снижении стоимости должен сыграть переход на серийное строительство атомных судов. Это позво- лит существенно снизить среднюю стоимость ЯЭУ и судна в серии. Например, снижение себестоимости постройки серий- ных судов с традиционными двигателями внутреннего сгорания достигает 40%. Глава 5 РАБОТА ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК НА НЕНОМИНАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ 5.1 РЕЖИМ РАБОТЫ ЯЭУ Режимы эксплуатации ЯЭУ определяются большим числом факторов, таких как тип реактора, его мощность, назначение ЯЭУ и пр. В общем виде все режимы эксплуатации могут быть разделены на две группы: нормальной эксплуатации и ава- рийные. Режимы нормальной эксплуатации включают в себя как стационарные (установившиеся), так и нестационарные (ди- намические) режимы. Стационарными называют режимы, в ко- торых параметры установки сохраняют постоянное значение: (Xi = const; (Х2=const;...; ctn = const, где n — полное число характеристических параметров. Неста- ционарными называют режимы, в которых параметры уста- новки изменяются: ai =/i (t); а2=Ь (0 *,...; am=/m(/), где m — число переменных параметров в данном динамическом режиме (m^/г); t — время. Основными эксплуатационными режимами для АЭС явля- ются установившиеся. Динамические режимы стационарных ЯЭУ обусловлены достаточно редкими пусками, выключения- ми, изменениями уровня мощности, а также возможными ава- рийными состояниями. Транспортные энергетические установ- ки характеризуются существенно большей долей динамических режимов в связи с частыми сменами параметров движения судна (разгон судна, остановка, реверс и т. д.). Практически все АЭС в СССР работают в базисном режи- ме, т. е. в режиме, при котором заданное значение мощности блока остается постоянным в течение длительного времени. Однако возможен и другой, переменный режим работы (режим 180
регулирования), когда заданное значение мощности является функцией времени и определяется суточным графиком нагруз- ки энергосистемы. Различают номинальный и неноминальные режимы работы ЯЭУ. Номинальный — это такой режим работы ЯЭУ, при кото- ром она производит наибольшее количество энергии с обеспе- чением требуемых запасов прочности и работоспособности всех ее элементов, наиболее высокой экономичности ЯЭУ и безопас- ности ее эксплуатации. Номинальный режим — частный случай базисного. Неноминальными являются все остальные режимы работы ЯЭУ, как нормальной эксплуатации, так и аварийные. К аварийным режимам относятся: 1) режимы, связанные с незапланированным изменением реактивности вследствие неконтролируемого извлечения сборок СУЗ реактора или стержней-поглотителей, изменения концент- рации жидкого поглотителя в теплоносителе и т. п.; 2) режимы с аварийным сокращением расхода теплоноси- теля через активную зону или отдельные технологические ка- налы реактора; 3) режимы работы, обусловленные появлением неплотно- стей (течей) на оборудовании и трубопроводах главных кон- туров циркуляции теплоносителя; 4) режимы работы при потере электрического питания (обесточивании) собственных нужд АЭС; 5) режимы работы при нарушении герметичности оболочек твэлов и увеличении активности теплоносителя; 6) режимы работы, связанные с повреждением главных па- ровых трубопроводов; 7) работа ЯЭУ при непредвиденных сбросах и набросах электрической нагрузки. 5.2. СТАЦИОНАРНЫЕ РЕЖИМЫ НА НЕНОМИНАЛЬНЫХ УРОВНЯХ МОЩНОСТИ Под стационарными режимами работы на неноминальных уровнях мощности понимают, как правило, работу ЯЭУ на уровнях мощности ниже номинального. Тем не менее опыт эксплуатации ВВЭР-440 показал, что последние могут надежно работать на повышенной (до 10%) мощности. Стационарная работа ЯЭУ на уровнях мощности ниже номинального не на- рушает условий безопасности эксплуатации и связана только со снижением ее экономичности. Однако такие режимы неиз- бежны в ЯЭУ всех типов, а в транспортных ЯЭУ являются ос- новными эксплуатационными режимами. Рассмотрим работу двухконтурной паропроизводящей ЯЭУ с водо-водяным реактором (рис. 5.1). Мощность, генерируемая 181
^§=п ■ixJn 3 И НЭ- •^ L-©-^ Рис. 5.1. Схема двухконтурной ЯЭУ с водо-водяным реактором: / — реактор; 2 — парогенератор; 3 — ГЦН; 4 — регулирующий клапан турбины; 5 — турбина; 6 — генератор; 7 — конденсатор; 8 — питательный насос г 1 ■— Г^: —\ =^ Ра ^ "^^1 ^Н О 20 W 60 80 N,% Рис. 5.2. Программа регулирова- ния с постоянной средней темпе- ратурой теплоносителя в первом контуре ядерным реактором и снимаемая однофазным теплоносителем, может быть рассчитана по формуле N=Gcp{T2—Tl)y (5.1) где G— массовый расход теплоносителя, кг/с; ср — удельная теплоемкость теплоносителя, Дж/(кг-К); Т2 и Т\ — температу- ры теплоносителя на выходе и входе ядерного реактора, К. В существующих ЯЭУ используются схемы как с постоян- ным (не зависящим от мощности) расходом теплоносителя, так и с переменным (зависящим от мощности) расходом. Для ЯЭУ с водо-водяными реакторами характерен постоянный рас- ход теплоносителя (изменяется только за счет числа включен- ных петель), для ЯЭУ с газовыми теплоносителями — перемен- ный, ЯЭУ с жидкометаллическими теплоносителями выполня- ются как с постоянным, так и с переменным расходом. Если учесть, что удельная теплоемкость теплоносителя остается практически неизменной в рабочем интервале температур, то для рассматриваемой ЯЭУ (см. рис. 5.1) с постоянным расхо- дом теплоносителя мощность реактора и разность температур Т2—Т\ связаны линейно. Однако для определения функций T2(N) и Ti(N) необходимы дополнительные соображения, в за- висимости от которых различают разные статические програм- мы изменения параметров. Под статической программой изменения параметров пони- мается желаемая зависимость основных параметров установки (расходов, температур, давления) от ее мощности в установив- шихся режимах. Необходимо обратить внимание на то, что термин «программа» относится к стационарному режиму рабо- 182
ты. Наибольшее распространение на ЯЭУ с ВВЭР получили следующие программы регулирования: 1) с постоянной средней температурой теплоносителя в пер- вом контуре; 2) с постоянным давлением и температурой насыщения па- ра во втором контуре; 3) компромиссная программа с умеренным изменением средней температуры теплоносителя и давления во втором кон- туре; 4) компромиссная программа с поддержанием постоянного давления во втором контуре при малых нагрузках и с постоян- ной средней температурой теплоносителя в первом контуре при больших нагрузках. Программа с постоянной средней температурой теплоноси- теля в первом контуре Гср=(7\+Г2)/2, (5.2) представленная на рис. 5.2, обладает рядом достоинств, обу- словивших ее применение на I блоке Нововоронежской АЭС. Эта программа оптимальна с точки зрения минимизации воз- действия регулирующих органов реактора при переходе с од- ного установившегося режима на другой , (при отрицательном температурном коэффициенте реактивности, характерном для водо-водяных реакторов). Другое достоинство программы с по- стоянной ГСр — постоянство объема теплоносителя в первом контуре. Следствием этого являются уменьшение размеров компенсаторов объема и улучшен