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 улучшение условий работы их систем регулирования. Существенный недостаток этой программы, ограничивший ее применение, обусловлен значительным изменением давле- ния пара во втором контуре во всем диапазоне мощностей (см. рис. 5.2), что приводит к утяжелению и удорожанию оборудо- вания второго контура. Действительно, тепловая мощность, пе- редаваемая во второй контур, N=K(TCP-Tn), (5.3) где К — коэффициент пропорциональности, зависящий от ха- рактеристик теплопередачи в парогенераторе; Тп — температу- ра пара во втором контуре, К. При снижении нагрузки на турбине уменьшается и передаваемая на второй контур мощ- ность, а следовательно, при постоянстве Гер должны расти тем- пература пара и связанное с ней давление пара во втором кон- туре. Это обусловливает низкое значение термического КПД цикла на всех уровнях мощности, поскольку на номинальной мощности давление пара ниже допускаемого по условиям рабо- ты второго контура, а при малых мощностях, когда давление пара в парогенераторе велико, значительная его часть теряет- 183
r,i ч Тер Tj, h / Рп г/ 1 Г/ \Рп Гср \ т„' Ъ_ О 20 40 60 80Nt% Рис. 5.3. Программа регулиро- вания с постоянным давлением и температурой насыщения пара во втором контуре ЪРп, О 20 40 60 80 N,% Рис. 5.4. Компромиссная про- грамма регулирования с уме- ренным изменением средней температуры теплоносителя и давления во втором контуре Рис. 5.5. Компромиссная програм- ма регулирования с поддержани- ем Pn=const при малых нагруз- ках и 7,Cp=const при больших на- грузках 20 40 60 80Nt°/Q ся на регулирующих клапанах турбины. В целом программа с постоянной средней температурой более благоприятна для первого контура. Программа же с постоянным давлением пара во втором контуре наиболее благоприятна для второго контура, и ее преи- мущества и недостатки взаимно обратны преимуществам и недостаткам программы с rcp=const. Поддержание постоянст- ва рп позволяет повысить термический КПД цикла; условия работы второго контура вследствие постоянства давления (и температуры) существенно лучше, чем при использовании программы rcp=const. Однако, как видно из выражения (5.3), с увеличением мощ- ности при постоянстве рп и, следовательно, Тп необходимо уве- личение средней температуры в первом контуре (рис. 5.3). Это приводит к дополнительному изменению реактивности, которое должна компенсировать СУЗ ядерного реактора. Значительные изменения температуры теплоносителя во всем диапазоне мощ- ности усложняют работу системы компенсации объема и при- водят к ее удорожанию. Несмотря на эти недостатки програм- ма с /?n=const более характерна для ЯЭУ с ВВЭР и примене- на, например, на III блоке Нововоронежской АЭС. Компромиссные программы 3 и 4, представленные на рис. 5.4 и 5.5 соответственно, являются следствием стремления 184
сбалансировать недостатки и преимущества двух рассмотрен- ных выше программ с Тср=const и рп=const. Компромиссная программа с умеренным изменением обеих величин (см. рис. 5.4) применяется на ряде АЭС США, в частности на АЭС Palisades. Программа характеризуется одновременным, но меньшим изменением обоих параметров (Тср и рп) и удовлетво- рительна с точки зрения оптимального выбора параметров обо- их контуров — первого и второго. Уменьшаются температурные напряжения, в связи с чем скорость изменения нагрузки по данной программе может допускаться большей, чем по первой и второй программам. Другой тип компромиссных программ (см. рис. 5.5) приме- няется на ряде АЭС в ФРГ, например на АЭС Obrigheim и Billis. Эта программа характеризуется использованием прог- раммы pn = const в области низких нагрузок и программы rcp=const при высоких нагрузках. Преимущество программ этого типа заключается в том, что в наиболее тяжелых режи- мах (вблизи номинальной мощности) ЯЭУ работает по прог- рамме 7,cp=const и тем самым облегчаются условия работы первого контура. 5.3. РЕАЛИЗАЦИЯ ПРОГРАММ РЕГУЛИРОВАНИЯ Из большого числа параметров, определяющих состояние ЯЭУ, можно выделить группу регулируемых параметров, не- сомненно, очень важных, но не влияющих непосредственно на мощность установки. Это, например, уровни в парогенераторах и компенсаторах объема, давление в первом контуре. Их ре- гулирование заключается, как правило, в поддержании их в оп- ределенных пределах и осуществляется устройствами, не свя- занными с системой регулирования мощности ЯЭУ. Изменение мощности ЯЭУ согласно рассмотренным выше программам осуществляется воздействием на два регулируе- мых параметра: расход пара на турбину и плотность потока нейтронов в реакторе. Расход пара регулируется изменением положения регулирующих клапанов турбины, а изменение плотности потока нейтронов обеспечивается регулирующими органами СУЗ реактора (поглощающими стержнями, ТВС, из- менением концентрации борной кислоты). Реализация рассмотренных в § 5.2 программ зависит от ре- жима работы ЯЭУ — базисного или регулирования. Рассмотрим схемы регулирования, предназначенные для работы в базисном режиме, основном для АЭС. При работе ЯЭУ в базисном ре- жиме роль системы регулирования достаточно проста и сводит- ся к снятию возмущений, поступающих со стороны энергосисте- мы, а также внутренних возмущений, возникающих в энерго- установке. 185
На рис. 5.6 представлена схема регулирования ЯЭУ по прог- рамме с постоянной средней температурой теплоносителя в пер- вом контуре. Мощность ЯЭУ и средняя температура теплоно- сителя первого контура устанавливаются задатчиками соответ- ственно 1 и 12. Постоянная мощность ЯЭУ поддерживается с помощью приводов органов регулирования 4, управляемых от регулятора 2, формирующего управляющий сигнал при откло- нении мощности реактора, фиксируемой с помощью ионизаци- онной камеры 3, от устанавливаемого задатчиком мощности / уровня. Измеряемая посредством термометров 13 температура Гер сравнивается с устанавливаемым задатчиком 12 значени- ем, и в случае возникновения рассогласования регулятор сред- него значения температуры теплоносителя первого контура 11 воздействует на синхронизатор 7. Система регулирования ча- стоты вращения турбины является статической, т. е. каждому значению частоты вращения турбины (частоты сети) соответ- ствует свое положение регулирующих клапанов. При воздей- ствии на синхронизатор смещается кривая зависимости поло- жения клапанов от частоты. Таким образом, обеспечивается изменение расхода пара на турбину при неизменной частоте сети. Изменение расхода пара приводит к изменению давления пара рп, а следовательно, и Гп. Согласно (5.3) при неизменной мощности реактора это приводит к изменению Гср и уменьше- нию, а в конечном случае и снятию рассогласования между Тср схемы и Гср уставки. При реализации программы pn=const схема ЯЭУ (рис. 5.7) отличается от рассмотренной выше (см. рис. 5.6) тем, что воз- действие на синхронизатор осуществляется регулятором давле- ния, сигнал которого обусловливается появлением рассогласо- нэ- Рис. 5.6. Схема регулирования ЯЭУ с ВВЭР при работе в базисном режиме по программе rCp=const: / — задатчик мощности; 2 — регулятор; 3 — ионизационная камера; 4 — привод органов регулирования; 5 — оеактор; 6 — парогенератор; 7 — синхронизатор турбины; 5 —регу- лятор скорости турбины; 9 — регулирующий клапан турбины; 10 — турбина; 11— регу- лятор средней температуры теплоносителя первого контура; 12 — задатчик Гср; 13 — тер- мометр 186
■о* 'О Й, Qfli1* * и ■€>- " h©- №<ь /J /21 счн N & Рис. 5.7. Схема регулирования ЯЭУ с ВВЭР при работе в базисном режиме по программе /?n=const: /—задатчик мощности; 2 — регулятор; 3 — ионизационная камера; 4 — привод органов регулирования; 5 — реактор; 6 — парогенератор; 7 — измеритель давления; 8 — синхро- низатор турбины; 9 — регулятор скорости турбины; 10 — регулирующий клапан турбины; // — турбина; 12 — регулятор давления пара во втором контуре; 13 — задатчик вания между рп схемы и рп уставки. В остальном работа схемы аналогична предыдущей. ЯЭУ с уран-графитовыми канальными реакторами работа- ют по одноконтурной схеме. Их ядерно-физические и теплофи- зические характеристики существенно отличаются от характе- ристик ВВЭР, в частности они могут обладать положительным паровым эффектом реактивности (т. е. при возрастании паро- содержания реактивность растет). Поэтому в канальных уран- графитовых реакторах схемы с использованием эффекта само* регулирования не нашли применения. Схемы управления ЯЭУ с канальными реакторами (рис. 5.8) по сравнению с рассмот ь©- Рис. 5.8. Схема регулирования ЯЭУ с канальным реактором при работе в ба- зисном режиме: / — ионизационная камера; 2 — стержни регулирования; 3 — регулятор; 4 — задатчик мощности; 5 — уровнемер; 6 — регулятор давления пара; 7 — расходомер пара; 8 — син- хронизатор турбины; 9 — регулирующий клапан турбины; 10 — турбина; // — регулятор уровня; 12 — расходомер воды; 13 — управляющий клапан питательной воды 187
ренными водо-водяными отличаются более жесткими требова- ниями к уровню воды в барабанах-сепараторах. Основной ре- гулируемый параметр при работе в базисном режиме — давле- ние пара в паровом контуре, поскольку его стабильность опре- деляет нормальную работу ЯЭУ. Мощность реактора устанавливается и поддерживается на заданном уровне регулятором 3, воздействующим на стержни регулирования 2. Сигнал регулятора определяется разностью между действительной мощностью реактора, определяемой с помощью ионизационных камер 1, и уставкой задатчика мощ- ности 4. Регулятор давления 6, поддерживающий давление па- ра в пароводяном контуре, воздействует на синхронизатор 8. При появлении отклонений синхронизатор воздействует на ре- гулирующий клапан 9 турбины, изменяет его раскрытие и тем самым возвращает давление к первоначальному. Уровень воды в барабане-сепараторе поддерживается, как правило, с помощью трехимпульсной схемы (см. рис. 5.8). Сиг- налы от расходомеров пара 7 и воды 12 и уровнемера 5 посту- пают на регулятор 11, управляющий клапаном 13, который ре- гулирует подачу питательной воды. При использовании реакторов с ядерным перегревом пара (например, на II блоке Белоярской АЭС) возникает необходи- мость регулирования температуры пара. Однако в целом прин- ципы построения схем регулирования в этом случае аналогич- ны ЯЭУ с канальными реакторами, генерирующими насыщен- ный пар. ЯЭУ с реакторами на быстрых нейтронах имеют сложную трехконтурную схему, позволяющую регулировать расходы теп- лоносителя по первому и второму контурам. Парогенераторы применяются как барабанные, так и прямоточные. В связи с этим возможно большое разнообразие схем регулирования. 5.4. ПЕРЕХОДНЫЕ РЕЖИМЫ И ПЕРЕДАТОЧНЫЕ ФУНКЦИИ ЭЛЕМЕНТОВ ЯЭУ Общая задача динамики ЯЭУ состоит в определении пере- ходных характеристик установки при различных возмущающих воздействиях. Типичными задачами динамики ЯЭУ являются исследования: I) эксплуатационных переходных режимов; 2) различного рода аварийных ситуаций; 3) устойчивости ЯЭУ при небольших отклонениях от установившихся рабочих ус- ловий. Динамические характеристики ЯЭУ получают в основном следующими методами: натурными динамическими испытания- ми, динамическими испытаниями на специализированных стен- дах, аналоговым моделированием и аналитическими методами. 188
Большими возможностями анализа динамических процессов на этапе проектирования обладают аналоговое моделирование и аналитические методы. Для аналитического решения характерно разделение ЯЭУ на отдельные элементы и составление для них систем уравне- ний, описывающих динамические процессы. В связи с наличи- ем в составе ЯЭУ существенно различающихся между собой элементов, например реактора и циркуляционного насоса, тур- бины и парогенератора и т. д., общая система уравнений вклю- чает в себя, как правило, уравнения кинетики реактора, тепло- передачи, термодинамики, гидродинамики, механики, электро- техники и т. д., количество которых зависит от степени дета- лизации. В общем виде для исследования динамических режимов ЯЭУ необходимо решить полную систему уравнений динамики, включающую уравнения динамики всех элементов ЯЭУ, связи между ними, а также системы автоматического регулирования. Однако для решения большинства практических задач полную систему уравнений можно упростить. В зависимости от харак- тера задачи почти всегда имеется возможность ограничиться рассмотрением той или иной части энергетической установки с заменой отброшенной части (если ее влияние существенно) функциональной зависимостью. Для получения системы уравнений, пригодной для инженер- ных расчетов, неизбежно приходится делать ряд упрощающих допущений, например таких, как использование уравнений ней- тронной кинетики в форме, справедливой, вообще говоря, для реактора без отражателя; пренебрежение переносом тепла пу- тем теплопроводности вдоль оси твэлов; принятие постоянства таких характеристик, как теплоемкость, теплопроводность, ко- эффициент теплоотдачи, плотность и др. Большое значение име- ют допущения, относящиеся к учету пространственной распре- деленности параметров. Степень упрощения полной системы уравнений динамики, т. е. число и характер принимаемых допущений, определяется целями исследования. Так, для анализа общих закономерно- стей и оценки свойств переходных процессов в ЯЭУ не требу- ется строгого решения задачи и возможно рассмотрение доста- точно простых уравнений в точечно-параметрическом представ- лении^ объекта. При таком подходе объект как бы заменяется точкой, характеризующейся параметрами, изменяющимися во времени, а их изменение в пространстве не учитывается. При этом от системы уравнений в частных производных переходят к системе уравнений, содержащей только производные по вре- мени, т. е. к системе обыкновенных дифференциальных урав- нений. 189
Получаемая при этом система уравнений для ЯЭУ нелиней- на. И если в задачу исследования входит изучение динамики при достаточно больших значениях возмущающих параметров, например в случае аварийных режимов, пусков ЯЭУ и т. п., то необходимо решить систему нелинейных уравнений. Если же ЯЭУ работает в основном в базисном режиме, что типично для стационарных установок, и работа всей системы характеризуется лишь малыми отклонениями параметров от заданных значений, то без заметной потери точности для ра- боты в этом режиме система уравнений может быть линеари- зована и сведена к системе линейных дифференциальных урав- нений или к эквивалентным им передаточным функциям. Такой оценочный анализ рассмотрим на примере переход- ных процессов двухконтурной ЯЭУ, изображенной на рис. 5.1, при наиболее характерных возмущениях — по реактивности. Так как важнейшим элементом этой схемы является реактор, то достаточно детально должны быть описаны кроме него так- же элементы схемы, непосредственно связанные с реактором, а именно элементы первого контура. В то же время, поскольку влияние элементов второго контура на реактор осуществляется через парогенератор, для оценочного анализа возможны не детальное описание отдельных его элементов, а, как указыва- лось выше, замена второго контура функциональной зависимо- стью. Достаточно простым и вполне приемлемым является пред- положение о пропорциональности мощности, выдаваемой элек- трогенератором, расходу пара на выходе парогенератора. При этом расход питательной воды может быть принят равным рас- ходу пара (идеальный регулятор уровня воды в парогене- раторе). При рассмотрении первого контура наряду с процессами, протекающими в реакторе и парогенераторе, следует учиты- вать влияние на динамику транспортировки теплоносителя по контуру и его перемешивания. В то же время влиянием цирку- ляционного насоса на динамику системы можно пренебречь, поскольку расход теплоносителя предполагается (для опреде- ленности) неизменным, что характерно для ЯЭУ с реактором типа ВВЭР, а изменения энтальпии в насосе практически не происходит (за исключением потерь в насосе, что является ве- личиной второго порядка малости). При рассмотрении реактора как элемента схемы необходи- мо выделить два вида процессов, происходящих в нем. Это в первую очередь процессы нейтронной физики, обусловливаю- щие связь возникающих или вносимых в реактор возмущений реактивности с плотностью потока нейтронов в нем. Второй вид процессов — теплофизические, определяющие зависимость теплового состояния теплоносителя и материалов активной 190
^Перемешивание 1 ъ V Ядерно - физические процессы Тепло- физические процессы Реактор М Перемешивание 1 Транспортировка Перемешивание Транспортировкой Парогенератор Перемешивание 'ПГ2 Тепло- физические процессы 'лп Рис. 5.9. Основные процессы, происходящие в первом контуре реактора зоны от энерговыделения в реакторе, связанного с плотностью потока нейтронов. Парогенератор может быть рассмотрен в анализе (при при- нятых упрощениях) как элемент схемы, в котором происходят теплофизические процессы, характеризующиеся входной и вы- ходной температурами теплоносителя и расходом пара, опре- деляющим мощность, отдаваемую в контур преобразования энергии из тепловой в электрическую (механическую). Рассматриваемая схема ЯЭУ характеризуется двумя участ- ками, где происходит транспортировка теплоносителя от реак- тора к парогенератору и обратно, и четырьмя участками (объ- емами), где наиболее существенны эффекты перемешивания теплоносителя на входах и выходах реактора и парогенерато- ра (рис. 5.9). Теплоноситель, поступающий на вход ядерного реактора, имеет температуру 7\. Вследствие энерговыделения в активной зоне, зависящего в основном от плотности потока нейтронов п и наличия организованного теплообмена между твэлами и теп- лоносителем, температура последнего на выходе из реактора принимает другое, более высокое значение — Т2. Тепловая система реактора в одномерном приближении мо- жет быть описана двумя дифференциальными уравнениями ба- ланса тепла для твэлов и теплоносителя. При этом энергией, выделяющейся в результате р и у-распадов, можно в первом 191
приближении пренебречь, так как она обычно не превышает 10% общего энерговыделения, и считать энерговыделение па- раметром, пропорциональным плотности потока нейтронов п. Уравнение баланса теплоты для твэлов имеет вид qVT = ctPtVt-^+ aF (Тт - Тср), (5.4) где q — удельное энерговыделение в твэлах, Вт/м3; V? — объ- ем твэлов, м3; ст— удельная теплоемкость топлива, Дж/(кг-К); рт — плотность топлива, кг/м3; Тт — температура твэлов, К; F— площадь теплопередающей поверхности твэлов, м2; а — коэф- фициент теплоотдачи от поверхности твэлов к теплоносителю, Вт/(м2.К). Следует помнить, что здесь и далее используются парамет- ры, усредненные по активной зоне. Уравнение баланса тепло- носителя может быть записано в следующем виде: aF(TT-Tcp) = сж9жУж-^- + ^^-{Тш-Т1), (5.5) где сж — удельная теплоемкость теплоносителя, Дж/(кг-К); рж — плотность теплоносителя, кг/м3; Уж — объем теплоноси- теля в активной зоне, м3; то — время прохождения теплоноси- теля через активную зону, с. Преобразуем уравнения (5.4) и (5.5), используя отношение (5.2), в более удобную для последующего анализа форму: Тт+г1-^ = Тср+Ч^—, (5.6) dt ср ртст Т > + ^г) + ^-г.+2-^ <и> где %i=cTpTVT/(aF); х2=сжржУт/(аР). Из системы уравнений (5.2), (5.6) и (5.7), исключив сред- нюю температуру твэлов, можно получить соотношение между температурами теплоносителя на выходе и входе ядерного ре- актора, которое в операторной форме записывается как Т'<*)= хх ,х /х , , . <'5'8) где v= УтТо/ (Ужсжрж). 192
^Н)Н) +Г —Ф Рис. 5.10. Структурная схема тепловой системы реактора Если квадратичные члены представить в виде произве- дений -{^«,+[t(t+,)-"i-,}=(,+t)(,-5-)i (5.9) ^s* + [T(T + 1) + "]s+1 = (1 + t)i1 + i7)-,5-10) то выражение (5.8) можно привести к виду Структурная схема тепловой системы реактора может быть искусственно разбита на две части — входную и выходную — с тепловыделением между ними (рис. 5.10). Парогенератор — элемент энергоустановки, в котором осу- ществляется передача энергии от первого контура к рабочему телу. Наличие двух контуров в конструкции, фазового пере- хода, различных закономерностей теплообмена на разных участках тракта второго контура (экономаизерныи, испари- тельный и пароперегревающии) существенно усложняет мате- матическое описание парогенератора как объекта динамиче- ской системы. При этом динамические характеристики пароге- нератора в значительной степени зависят от схемы организации течения и конструкционных особенностей конкрет- ного парогенератора. Для анализа может быть принята существенно упрощенная модель парогенератора. Кроме оговоренного ранее точечно-па- раметрического представления объекта, позволяющего описы- вать парогенератор с помощью сосредоточенных параметров, принимаются следующие основные упрощающие предполо- жения: 1) рассматривается только испарительный участок, т. е. предполагается, что экономаизерныи и пароперегревающии 13—7000 193
участки отсутствуют, температура питательной воды на входе во второй контур парогенератора и температура пара на выхо- де второго контура равны температуре насыщения; 2) выходная мощность считается пропорциональной расхо- ду пара через регулирующий клапан турбины; 3) теплоемкость парогенератора в целом принимается как сумма теплоемкостей элементов парогенератора, воды и пара в нем. В действительности это справедливо только в стацио- нарном режиме. Естественно, принятие этих допущений снижает точность решения задачи, однако существенно упрощает анализ, а в слу- чае необходимости большей точности может быть использова- на более строгая математическая модель парогенератора. С учетом принятых упрощений уравнения теплового балан- са для парогенератора имеют следующий вид: для первого кон- тура Жсж (Тип - Тпгср) = knr Fnr (Гпгср - ТП) (5.12) и для второго контура СПг -^ = knr Fnr (Гпгср - Тп) - Gn (i2 - у; (5.13) Гпгср =(7Wi+7W2)/2, (5.14) где G — массовый расход теплоносителя, кг/с; 7*Пп, 7*пг2 и 7пгср — температуры теплоносителя на входе в парогенератор, на выхо- де из него и средняя, К; &пг — коэффициент теплопередачи от теп- лоносителя первого контура ко второму, Вт/(м2-К); ^пг —плодадь теплопередающей поверхности, м2; СПг — теплоемкость парогенера- тора в целом, Вт/К; Gn — массовый расход пара, кг/с; /2, U — энтальпии пара на выходе из парогенератора и питательной воды на входе соответственно, Дж/кг. Уравнение (5.12) описывает баланс между энергией, отда- ваемой теплоносителем первого контура парогенератору (ле- вая часть), и энергией, получаемой вторым контуром (правая часть). Уравнение (5.13) описывает динамику изменения тем- пературы пара на выходе из парогенератора и имеет в правой части два члена — количество энергии, получаемое рабочим телом второго контура от первого, и количество энергии, отда- ваемое парогенератором во второй контур. В отличие от первого контура, где расход теплоносителя в большинстве случаев сохраняет постоянное значение, расход пара второго контура определяется нагрузкой на турбину, и возможность его изменения в общем виде необходимо учиты- вать в анализе А — {di2/dTn)T =т . 194
В общем случае значение i2 является функцией 7П. Однако для малых приращений справедливо соотношение 8/2 => =• (di2ldTn)Tu=Tn ЬТП = АЬТП и без заметной потери точности пре- небрегают членами, содержащими произведения приращений параметров, и изменением энтальпии питательной воды как ве- личинами второго порядка малости. Исключив из формул (5.12) и (5.13), записанных для при- ращений параметров, температуру насыщенного пара и приме- нив преобразование Лапласа при нулевых и начальных усло- виях, получим уравнение для парогенератора в операторной форме: Tnr2(s)=) \{ Гпп(5)-Ф3- pL , (5.15) Г+Т)5+ф2 (°+ТГ+ф2 где D = Gcml{knTFUTy, (5.16) Ф1 = осж/Сиг + G*>A[D—j)l спг; (5-17) Ф2 = Осж/Сиг + Gno A(D + ±y Сиг; (5.18) Ф. = ('.в-«1в)/Спг. (5.19) При отсутствии возмущений по нагрузке на парогенератор второй член правой части выражения (5.15) тождественно ра- вен нулю, и передаточную функцию парогенератора для кон- кретной тепловой мощности можно записать в более удобном для анализа виде: WS) =К„4Ф?^4. (5.20) ГПП<«) " 1+тПГ2 где Яп=Ф1/Ф2; (5.21) ^ПП=(^-Т)/Ф- (5'22) ^пг2=(^ + 4-)/Ф- <5'23) В реальных энергетических установках парогенераторы вы- полняются отдельными конструктивными блоками, пространст- венно разнесенными с ядерным реактором, и соединяются с ним с помощью трубопроводов. Потерями энергии при транспорти- ровке теплоносителя от реактора к парогенератору и обратно 13* 195
можно с высокой степенью точности пренебречь ввиду их ма- лости по сравнению с количеством переносимой теплоносите- лем энергии. Поэтому в статических режимах имеет место ра- венство температур на выходе из реактора и на входе в паро- генератор, на выходе из парогенератора и на входе в реактор. Изменение температуры теплоносителя в циркуляционном на- сосе— также пренебрежимо малая величина. Однако при появлении возмущений это равенство наруша- ется. При возникновении, например, скачкообразного возму- щения температуры на выходе из реактора фронт этого возму- щения дойдет до входа в парогенератор лишь через некоторое время т. Величина задержки т определяется расходом тепло- носителя и конструктивными размерами трубопровода и может быть легко определена. Таким образом, Тпп® = Тшу-«9); (5.24) 7\(0 = 7W-V), (5.25) где тз и Т4 — время переноса теплоносителя от реактора к па- рогенератору и от парогенератора к реактору соответственно. Применив к этим уравнениям преобразование Лапласа, получим передаточные функции, описывающие перенос тепло- носителя: Tun (s)/T2is) = ехр(—5х3); (5.26) 7\ №пг2 (s) = ехр (- 5х4). (5.27) Процессы перемешивания протекают в ЯЭУ непрерывно. Однако наиболее интенсивно они происходят во входных и вы- ходных камерах парогенератора и реактора, т. е. на участках, имеющих значительные объемы. Дифференциальное уравнение перемешивания можно получить из рассмотрения простейшей модели. Пусть имеется сосуд объемом V0y заполненный тепло- носителем с температурой То, через который протекает тепло- носитель с объемным расходом V и температурой на входе в сосуд Гоь Приняв упрощающие предположения о несжимае- мости теплоносителя и о том, что в объеме V0 происходит его полное перемешивание, запишем дифференциальное уравнение перемешивания: ^ + 1ГТ'=1ГТ<»' (5-28) at V0 V0 или в другой, более удобной форме: То1 = Т0 + .П^, (5.29) 196
А 1 1 1 I л L.—.-J д! *P(8) -OS -г- I 2 I I S + Л. I sl(s+p/l) in Й r }^<£>- I * I lH;K'+a)| A I I 72 ! Реактор \ | exp(-T4s) | I < ; i 7(1Г2 ! I |r J ?xp(-tf3s) J парогенератор i J 7 ! ~~эН f+*nns Tnr-f < — f 7 + <c 5<L i 1 i I I Рис 5.11. Структурная схема тепловой системы двухконтурной ЯЭУ с ВВЭР где Tn=V0/V—время прохода теплоносителя через объем V0y с. Применив к уравнению (5.29) преобразование Лапласа, по- лучим передаточную функцию перемешивания: To(s)/TQi(s) = l/(l+TnS). (5.30) Проведенное рассмотрение основных элементов ЯЭУ, изо- браженной на рис. 5.1, и существенных эффектов, влияющих на ее динамику, позволяет построить структурную схему тепло- вой системы ЯЭУ (рис. 5.11), учитывающую взаимное распо- ложение и внутренние связи отдельных элементов и процессов (без внешней системы регулирования). Не рассмотренная здесь динамика ядерно-физических процессов подробно изло- жена в другой книге пятитомного учебного пособия (Емель- янов И. Я., Ефанов А. И., Константинов Л. В. Научно-техниче- 197
ские основы управления ядерными реакторами. М.: Энергоиз- дат, 1981). В приведенной схеме эффекты перемешивания учтены толь- ко на входах в реактор и парогенератор, в реальной установке они могут быть введены в контур в необходимом месте. Схемы общей передаточной функции тепловой системы реактора ис- кусственно разбиты на две части — входную и выходную с теп- ловыделением в реакторе q между ними. Аналогичная процеду- ра искусственного разбиения проведена и со схемой общей пе- редаточной функции парогенератора, что сделано для упроще- ния моделирования. Согласно рассмотренной модели энергоустановки возмуще- ния реактивности бр вызывают изменение плотности потока нейтронов в реакторе /г, которое в свою очередь приводит к из- менению температуры на выходе из реактора Т2> причем эти изменения зависят от первоначального уровня потока нейтро- нов по. При движении теплоносителя по первому контуру про- исходит перемешивание теплоносителя во входной камере па- рогенератора и имеет место транспортное запаздывание. Таким образом, температура теплоносителя на входе в парогенератор имеет значение 7пгь После выхода теплоносителя из парогенератора, где его энергия отдается второму контуру, теплоноситель имеет темпе- ратуру ?пг2, причем статическая разность температур ТПг\ — — Тиг2 определяется нагрузкой на турбину (тепловой мощно- стью реактора). Далее теплоноситель поступает обратно в ре- актор, при этом его температура с учетом процессов переме- шивания и транспортного запаздывания имеет значение Т\. Изменения температуры на входе в реактор приводят к изме- нению температуры теплоносителя на выходе из реактора 7Y Таким образом, возмущения температуры теплоносителя на выходе из реактора, вызванные изменением потока нейтронов в реакторе, приводят к появлению новых температурных воз- мущений на его входе, обусловленных циркуляцией теплоноси- теля по контуру, т. е. имеет место обратная связь по темпера- туре. Этот контур обратной связи, обусловленный циркуляцией теплоносителя, носит название контура тепловой обратной свя- зи, причем, как видно из рассмотрения схемы установки, это положительная обратная связь, так как увеличение температу- ры Т2 на выходе из реактора приводит к повышению темпера- туры Т\ на входе в реактор. Кроме контура тепловой обратной связи на состояние реак- тора и других элементов схемы оказывает влияние и контур обратной связи, обусловленный температурным коэффициентом реактивности. Изменение температур теплоносителя на входе в реактор и выходе из него приводит к изменению средней тем- пературы теплоносителя Гер и вследствие температурного ко- 198
эффициента реактивности — к изменению реактивности б, плот- ности потока нейтронов п и температуры 7V Рассмотренная в качестве примера тепловая схема ЯЭУ может быть исследована на влияние различных факторов и воздействий на работу системы как аналитическим путем, так и методом аналогового моделирования. При> этом возможно проведение анализа динамических характеристик при возму- щениях не только по реактивности, но и по потребляемой вто- рым контуром мощности или пр» других возмущениях. Мето- дология получения характеристик остается при этом аналогич- ной, однако необходимо соблюдение условия относительной ма- лости возмущения по сравнению с установившимся значением, поскольку использование аппарата передаточных функций предполагает линеаризацию исходной системы уравнений. Все современные энергетические реакторы имеют внешнюю систему автоматического регулирования, рассмотрение кото- рой осталось за рамками настоящего учебного пособия. При работе реактора в составе ЯЭУ управление собственно реакто- ром играет в энергетической установке подчиненную роль, по- скольку основная задача ЯЭУ — получение энергии в той или иной форме. Система автоматического регулирования ЯЭУ должна обеспечивать ее работу по заданной программе, под- держивая в установившемся режиме заданные значения основ- ных параметров, и в то же время она должна улучшать качест- во переходных процессов. Конкретные исполнения систем управления ЯЭУ достаточ- но разнообразны, но принципиально анализ динамических ха- рактеристик в этом случае осуществляется учетом всех обрат- ных связей, вносимых системой автоматического регулирова- ния, которые должны быть отражены в структурной схеме. Дальнейший анализ может быть проведен аналогично рассмот- ренному. При работе ЯЭУ в переходных режимах должны выполнять- ся требования по надежности теплоотвода от активной зоны реактора и безопасности АЭС. Основными переходными режи- мами ЯЭУ с реакторами как типа ВВЭР, так и типа РБМК яв- ляются работа ЯЭУ при внезапном уменьшении расхода тепло- носителя вследствие отключения ГЦН и работа ЯЭУ при сбросе электрической нагрузки или отключении турбогенерато- ра. Соответствующие программы позволяют сохранить энерго- блок в работе с удержанием нормальных значений параметров ЯЭУ в переходных режимах. 5.5. РЕЖИМЫ ПУСКА И НОРМАЛЬНОЙ ОСТАНОВКИ ЯЭУ Пусковыми называются такие режимы работы ЯЭУ, при ко- торых уровень ее мощности изменяется от нуля до номиналь- ного значения. 199
Различают физический пуск, при котором уровень мощно- сти достигает приблизительно 0,1% номинального, и энергети- ческий, в процессе которого постепенно достигается номиналь- ный уровень мощности. Имеют свою специфику первичный •пуск ЯЭУ и пуски после кратковременных остановок. Наконец, отличаются программы пусков различных ЯЭУ. Для примера рассмотрим этапы режима пуска II блока НВАЭС, мало отли- чающегося от типового для ЯЭУ с реактором ВВЭР-440. 1. Подготовка к пуску. Подготовка заключается в основном в проверке исправности и работоспособности всех систем и устройств, обеспеч-ивающих надежную и безопасную работу ЯЭУ. 2. Разогрев воды в первом контуре до 373—393 К и гид- равлические испытания на плотность. Гидравлические испыта- ния проводятся как до разогрева, так и после него. Разогрев воды осуществляется с помощью электрических нагревателей компенсатора давления и работающих ГЦН со скоростью не более 20 К/ч. 3. Включение в работу ГЦН и разогрев ЯЭУ. 4. Вывод реактора на минимально контролируемый уровень мощности. Осуществляется извлечением из активной зоны ор- ганов СУЗ и уменьшением в теплоносителе концентрации бор- ной кислоты, при этом температура теплоносителя поддержива- ется на уровне 373 К. 5. Разогрев ЯЭУ до рабочих параметров теплоносителя. Разогрев производится за счет теплоты, выделяющейся в ра- ботающих ГЦН, и теплоты, выделяющейся в активной зоне ре- актора. Мощность реактора при этом увеличивают, контроли- руя скорость разогрева теплоносителя, которая не должна пре- вышать 20 К/ч. 6. Подготовка к работе основного и вспомогательного обо- рудования машинного зала. При достижении в парогенерато- рах давления пара 1,0—1,5 МПа начинают прогрев паропрово- дов и турбин. 7. Пуск турбогенераторов. Производится поочередно на хо- лостой ход при мощности реактора около 8—10% номиналь- ной. Включение турбогенераторов в сеть энергосистемы осу- ществляется при достижении давления пара не ниже 4,0 МПа. Набирают на них нагрузку 5—10 МВт и переводят электриче- ское питание собственных нужд на штатную схему. 8. Ступенчатый набор электрической нагрузки до заданно- го уровня. Скорость набора не должна превышать 5 МВт/мин, ступень увеличения нагрузки не должна превышать 5 МВт. Рекомендуется при наборе мощности делать выдержки: на мощности 30% номинальной — не менее 3 ч, на мощности 60— 70% номинальной—10—12 ч, на мощности 80—90% номиналь- но
Рис. 5.12. График набора мощности гк ЯЭУ с реактором типа РБМК при ' пуске: 1—3 — после длительной остановки (/ — электрическая мощность; 2 — температура теплоносителя; 3 — тепловая мощность £Пп ЯЭУ); 4 — тепловая мощность ЯЭУ после ьии кратковременной остановки 200 О О 20 hO SO £,ч ной —24 ч. Дальнейший выход на номинальную мощность осу- ществляется за 2—3 ч.. Последовательность пуска ЯЭУ с реактором типа РБМК имеет много общего с рассмотренной последовательностью пуска. Характерные зависимости параметров ЯЭУ при пуске приведены на рис. 5.12. Набор мощности — также ступенчатый с выдержками на определенных уровнях мощности: 5 ч — на мощности 20—25% номинальной, 5 ч —на мощности 50% но- минальной, 24 ч —на мощности 70% номинальной; далее вы- держки до 3 ч при увеличении мощности не более 5% номи- нальной. Скорость набора электрической нагрузки не должна превышать 2 МВт/мин, скорость роста температуры теплоноси- теля 10 К/ч. В целом процедура пуска ЯЭУ с реактором РБМК-ЮОО после длительной остановки занимает 60—72 ч. При пусках ЯЭУ после кратковременных остановок время выдержек на установленных уровнях мощности уменьшается (ЯЭУ с реакторами ВВЭР-440 могут набирать мощность сов- сем без ступенек выдержки) и общее время пуска сокращает- ся. Для^сравнения на рис. 5.12 приведен график изменения тепловой мощности ЯЭУ при пуске после кратковременной ос- тановки. При плановой (нормальной) остановке ЯЭУ, производимой либо^для перегрузки топлива, либо в случае появления откло- нении от режима нормальной эксплуатации, нагрузка на тур- богенераторах снижается со скоростью не более 5 МВт/мин на каждый турбогенератор. Одновременно снижают мощность ре- актора, поддерживая в ЯЭУ с реактором ВВЭР-440 давление пара в главном коллекторе, а в ЯЭУ с реактором РБМК-ЮОО— давление в барабанах-сепараторах. При достижении уровня мощности, соответствующего соб- ственным нуждам АЭС, потребители собственных нужд пере- ключаются на пускорезервные трансформаторы и реактор за- глушается органами СУЗ. Расхолаживание ЯЭУ может произ- водиться пли не производиться в зависимости от задач оста- новки ЯЭУ. pV,MBr 3000 [-2000 | 1000 r-f п и J i4 Г" f J _ У J \ \ 1 г-1 / 201
5.6. АВАРИЙНЫЕ РЕЖИМЫ ЯЭУ Существенную часть аварийных режимов можно рассмат- ривать как переходные процессы, протекающие с недопустимы- ми отклонениями основных параметров, нарушающими условия безопасности ЯЭУ и приводящими к срабатыванию аварийной защиты, т. е. к выключению реактора или существенному огра- ничению мощности. Накопленный опыт эксплуатации АЭС по- зволили выделить основные виды аварийных режимов, харак- терных для АЭС с реакторами ВВЭР-440 и РБМК-ЮОО. Разра- ботаны эксплуатационные инструкции, регламентирующие по- рядок работ в определенных аварийных режимах. Рассмотрим основные аварийные режимы, характерные для эксплуатации ЯЭУ с реакторами ВВЭР-440. Полное обесточивание собственных нужд ЯЭУ. При исчезно- вении напряжения питания автоматически срабатывает быст- родействующая защита, заглушающая реактор. Подается сиг- нал на включение систем надежного питания. Однако для их запуска требуется 120—180 с. Охлаждение активной зоны ре- актора в этот период осуществляется за счет выбега ГЦН-318 (в течение примерно 100 с), а затем за счет естественной цир- куляции теплоносителя. Значительное снижение расхода теплоносителя через реак- тор возможно при выходе из строя ГЦН. Однако аварийным ре- жимом является отключение трех и более ГЦН (из шести ра- ботающих). Отключение же одного из двух ГЦН не является аварийным режимом и приводит лишь к снижению мощности ЯЭУ до 75 и 50 % номинальной. Снижение расхода теплоноси- теля может привести к перегреву твэлов, поэтому при отключе- нии трех и более ГЦН срабатывает быстродействующая аварий- ная защита, заглушающая реактор. Отвод тепла от активной зоны осуществляется оставшимися в работе ГЦН. Характер изменения мощности реактора и расхода теплоносителя при отключении четырех ГЦН из шести приведен на рис. 5.13. Непредусмотренные изменения реактивности реактора. В связи с тем что в реакторах типа ВВЭР применяются систе- мы регулирования как с твердым поглотителем, так и жидкост- ная, возможны два вида аварийных режимов, связанных с не- предусмотренным изменением реактивности. Во-первых, это неконтролируемое извлечение поглотителей СУЗ вследствие ошибок оператора или неисправностей в систе- ме управления. Наибольшую опасность представляет режим из- влечения поглотителя с максимально возможной скоростью, обеспечиваемой исполнительным механизмом СУЗ, при работе ЯЭУ на мощности. Это приводит к увеличению энерговыделе- ния, мощности реактора, росту температуры и давления в пер- 202
Фн'МОн 1,0 0,8 0,в 0,¥ 0,2 \\ \\ J 1 V 2 \ ■ \_ 10 20 t,C Рис. 5.13. Изменение мощности реактора (1) и расхода тепло- носителя (2) ЯЭУ с реактором ВВЭР-440 при отключении че- тырех ГЦН из шести /,к 5W,8 5НЗ,6 5П,2 542,8 -12,5 У- 1 -12fi[-0,8 -12,д\о,6 ~12^\о,Ч -12,1'V 0,2 -12,0 L "f *^\ \ л 1 ^^ "\ и- \ > 75* \ & ч \ — \ ч ^^а 20 W 60 80 WO t,C Рис 5.14. Изменение параметров ЯЭУ с реактором ВВЭР-440 в аварийном режиме при извлечении с максималь- но возможной скоростью из активной зоны кассеты-поглотителя СУЗ: / — энерговыделение: 2 — тепловая мощ- ность реактора; 3, 4 — температура и дав- ление теплоносителя в первом контуре вом контуре ЯЭУ. В результате срабатывает штатная аварий- ная защита реактора. Срабатывание происходит либо по сиг- налу превышения допустимого уровня мощности, либо по ско- рости разгона реактора. Возможно срабатывание аварийной защиты и по сигналам увеличения температуры и давления теплоносителя в первом контуре. На рис. 5.14 приведены из- менения параметров ЯЭУ с реактором ВВЭР-440 в таком ре- жиме. При непредусмотренном извлечении поглотителей СУЗ в процессе пуска также произойдет срабатывание аварийной за- щиты по сигналу превышения уровня мощности или по периоду разгона. Ошибочное извлечение поглотителя в процессе пере- грузки не приводит к аварийной ситуации, поскольку реактор находится в глубоко подкритическом состоянии вследствие уве- личенной концентрации борной кислоты в теплоносителе (12 г/л). Во-вторых, возможно незапланированное уменьшение кон- центрации борной кислоты в теплоносителе. Наиболее опасен случай большой течи из первого контура при компенсации этой утечки чистой водой. В такой ситуации возможно срабатыва- ние аварийной защиты и заглушение реактора. В остальных случаях скорость протекания процессов невелика и либо авто- матические регуляторы, либо оператор могут стабилизировать режим. Разуплотнения первого контура. Условно режимы работы ЯЭУ, связанные с утечками теплоносителя, можно разделить на режимы с «большой» и «малой» течами. Наибольшую опасность 203
для установки представляют «большие» течи, поскольку поте- ря теплоносителя может привести к повреждению твэлов в ак- тивной зоне. Поэтому сигналам снижения давления в первом контуре и уровня воды в компенсаторах срабатывает аварийная защита реактора. В зависимости от утечки различают два вида режимов работы ЯЭУ: работа с утечками, компенсируемыми и некомпенсируемыми системой подпитки. Для ограничения уте- чек в наиболее опасных местах трубопроводов предусматривают установку специальных ограничительных вставок диаметром 20—32 мм. Неплотность может проявиться как на неотключаемой, так и на отключаемой части первого контура. В последнем случае имеется возможность локализации течи без аварийной останов- ки реактора. При возникновении «малых» течей допускается временная работа ЯЭУ без аварийной остановки, однако при этом принимаются срочные меры к локализации течи и устра- нению радиоактивных загрязнений помещений, вызванных течью.
Часть вторая ОБОРУДОВАНИЕ ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК Глава 6 ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ 6.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТОВ Теплообменными аппаратами называются устройства, пред- назначенные для передачи теплоты от одного тела (теплоноси- теля) к другому для осуществления различных технологиче- ских процессов — нагревания, охлаждения, кипения, конденса- ции. Теплоноситель с более высокой температурой обычно называют первичным, а теплоноситель с более низкой темпера- турой, воспринимающий теплоту, — вторичным. Теплообменные аппараты (теплообменники) — обязательная составная часть ЯЭУ. Как было показано в гл. 1, установки с реактором с водой под давлением имеют парогенератор, кон- денсатор, деаэратор, регенеративные подогреватели, вспомога- тельные теплообменники, барботеры и т. п. Аналогичные по на- значению теплообменные аппараты, за исключением парогене- раторов, входят и в состав одноконтурных ЯЭУ. Все теплообменные аппараты по способу передачи теплоты могут быть разделены на две большие группы: поверхностные и контактные. В поверхностных теплообменниках имеется твердая стенка— поверхность теплообмена, через которую теплота передается от одного теплоносителя к другому. Поверхностные теплообмен- ники разделяют на рекуперативные и регенеративные. В реку- перативных теплообменниках оба теплоносителя постоянно, но с разных сторон контактируют с разделяющей их твердой стен- кой. Подавляющее большинство теплообменников ЯЭУ — по- верхностные рекуперативные. В регенеративных теплообменни- ках горячий и холодный теплоносители поочередно контакти- руют с твердой стенкой. Последняя аккумулирует теплоту при контакте с горячим теплоносителем и отдает при контакте с холодным теплоносителем. В ЯЭУ регенеративные теплооб- менники могут быть использованы, например, в качестве акку- муляторов теплоты для покрытия пиков нагрузки. 205
1 2 / г 1 . / Рис. 6.1. Схемы движения теп- лоносителей *) S) б) г) В контактных теплообменниках теплота передается непо- средственно от одного теплоносителя к другому. Их разделяют на смесительные и барботажные. В смесительных происходит смешение теплоносителей, а в барботажных один теплоноситель проходит через другой, не смешиваясь. К контактным теплооб- менникам относятся, например, термические деаэраторы, бар- ботеры и т. д. Рекуперативные теплообменные аппараты можно классифи- цировать по роду теплоносителей: жидкостно-жидкостные, жид- костно-паровые, газо-жидкостные, газо-газовые, паро-газовые, паро-жидкостные. В теплообменном аппарате может изменяться агрегатное со- стояние одного или обоих теплоносителей. Соответственно их можно классифицировать следующим образом: теплообменники без изменения агрегатного состояния теплоносителей, теплооб- менники с изменением состояния одного теплоносителя, тепло- обменники с изменением состояния обоих теплоносителей. Поверхностные теплообменники различают по взаимному направлению движения теплоносителей: прямоточные (рис. 6.1,а), противоточные (рис. 6.1,6), с перекрестным одно- кратным (рис. 6.1,в) или многократным (рис. 6.1,г) током. Одним из наиболее ответственных элементов многоконтур- ных ЯЭУ является парогенератор — теплообменный аппарат для производства пара за счет теплоты первичного теплоноси- теля. Первичный теплоноситель в парогенераторе имеет прак- тически всегда одноходовое преимущественно принудительное движение. В общем случае в парогенераторе можно выделить эконо- майзерную часть, где теплоноситель нагревается до температу- ры насыщения; испаритель, где генерируется пар, и паропере- греватель, где пар нагревается до температуры выше темпера- туры насыщения. Конструктивно экономайзер, испаритель и пароперегреватель могут быть объединены в общем корпусе или разделены на самостоятельные элементы. По способу организации движения вторичного теплоносите- ля в испарителе парогенераторы делятся на парогенераторы с организованной и неорганизованной циркуляцией и прямо- точные парогенераторы. При наличии циркуляции расход теп- лоносителя в несколько раз превышает паропроизводитель- ность. В прямоточных парогенераторах весь поступающий в ис- 206
паритель теплоноситель преобразуется в пар. Организованная циркуляция теплоносителя может быть естественной вследствие изменения плотности теплоносителя и принудительной, осуще- ствляемой специальными циркуляторами (циркуляционными насосами). Теплообменные аппараты и особенно парогенераторы рабо- тают в условиях высоких тепловых и механических нагрузок, подвергаются действию коррозии, а в ряде случаев и ионизи- рующих излучений. Теплоноситель первого контура ЯЭУ всегда радиоактивен. Приведем основные требования, предъявляемые к теплооб- менникам и парогенераторам ЯЭУ: простота конструкции и надежность (прежде всего — герме- тичность соединений); обеспечение необходимой производительности и параметров при всех заданных режимах работы; минимальные габаритные размеры; минимальные гидравлические сопротивления; технологичность изготовления; возможность осмотра и контроля наиболее ответственных элементов; простота дезактивации; ремонтоспособность; минимальная стоимость. В ЯЭУ наиболее распространены теплообменные аппараты с трубчатой поверхностью теплообмена (табл. 6.1). Главный элемент теплообменника — его теплообменная по- верхность, через которую теплота передается от одного тепло- носителя к другому. В теплообменниках «труба в трубе» поверх- ность теплообмена образуется внутренней трубой, в кожухо- трубных — пучком внутренних греющих труб. В состав теплообменника входят (см. схему 7 в табл. 6.1): теплообменная поверхность 2, трубные доски 4 для крепления труб поверхности теплообмена, корпус теплообменника — ко- жух 3, раздающая и собирающая камеры 1 и 5 первичного теп- лоносителя, подводящий и отводящий патрубки вторичного теплоносителя 6. На схемах Т — температура теплоносителя. Первый подстрочный индекс / или 2 указывает соответственно первичный и вторичный теплоноситель, второй индекс: 1— вход, 2 — выход теплоносителя. Корпус или наружная труба и трубы пучка могут быть вы- полнены из различных материалов и иметь разные температу- ры. Поэтому при работе в трубах и корпусе возникают различ- ные температурные удлинения и как следствие — температур- ные напряжения, если не обеспечить, как на схемах 1, 7, 18, возможность свободного удлинения элементов конструкции. Во всех остальных приведенных конструктивных схемах обеспечи- 207
Таблица 6.1. Основные конструктивные типы теплообменных аппаратов с трубчатой поверхностью нагрева схемы Схема Наименование Теплообменники «труба в трубе» '21 Прямотрубный с жест- кими трубками Прямотрубный с ком- пенсацией удлинения гибким элементом — компенсатором С трубкой Фильда U-образный Змеевиковый плоский Спиральный 208
Продолжение табл. 6.1 Схема Наим енование Кожухотрубные теплообменники С жесткими трубками 14—7000 С компенсатором тепло- вых удлинений С дополнительными ка- мерами С плавающей трубной доской С трубками Фильда С U-образными трубка- ми и общей трубной до- ской С U-образными трубка- ми с раздельными труб- ными досками 209
Продолжение табл. 6.1 № схемы 14 15 16 17 18 Схема jg КПП П~Ч щ 04 LS r2t^^^^- Наименование С П-образными труб- ками С компенсирующими из- гибами прямых труб Змеевиковые Со спиральной тепло- обменной поверхностью Прямотрубный с допол- нительными перегород- ками вается компенсация тепловых перемещений за счет изгиба труб (см. табл. 6.1, схемы 4, 6, 12—17), введения специальных ком- пенсаторов (схемы 2, 8), обеспечения свободного расширения прямых труб (схемы 3, 10, 11). Греющие трубки могут вклю- чаться не в плоские трубные доски, а в так называемые кол- лекторы цилиндрической или сферической формы (схемы 16, 17). Рассмотренные конструктивные типы теплообменников мож- но использовать преимущественно для передачи теплоты без фазовых превращений или для прямоточных парогенераторов и для конденсаторов. Особую группу теплообменных аппаратов составляют паро- генераторы. Их основные конструктивные типы представлены на рис. 6.2—6.4, где ПВ обозначает вход питательной воды; П — выход пара. 210
Рис. 6.2. Горизонтальные корпусные парогенераторы: а —с погруженной поверхностью нагрева и совмещенным сепаратором; б —с погружен* ной поверхностью нагрева и пароперегревателем; в — с вынесенным сепаратором Рис. 6.3. Вертикальные корпусные парогенераторы: а —с U-образными трубками; б —со спиральной поверхностью нагрева; в — со змееви* ковой поверхностью нагрева; г — с трубками Фильда; д — с кипением в трубах Особенностью парогенераторов с циркуляцией вторичного теплоносителя является наличие сепаратора — устройства для отделения пара от влаги. В большинстве случаев сепаратор и поверхность нагрева совмещаются в общем корпусе (см. рис. 6.2,а, б, рис. 6.3). Зона кипения и зона сепарации (паровое пространство) 5 разделены зеркалом испарения 4 (см. рис. 6.2,а). В состав парогенератора входят: корпус 7, раздающий и собирающий коллекторы 2, трубчатая поверхность нагрева 3, питающий патрубок 7 и отводящий пар патрубок 6. При нали- чии перегрева добавляется перегревательная поверхность теп- лообмена 8 (см. рис. 6.2,6). На схеме на рис. 6.2,0 сепаратор 9 14* 211
- тп I ^ " "*""" f Л Л Л Л А ^^\ Рис. 6.4. Секционные паро- генераторы: а — вертикальный с прямыми трубами, прямоточный; б—вер- тикальный с прямыми трубами и общим сепаратором, с цир- куляцией вторичного тепло- носителя; в — с наклонными секциями, с прямыми трубами, прямоточный; г —с наклонными секциями, с прямыми трубами, общим сепаратором, с цирку- ляцией вторичного теплоно- сителя конструктивно отделен от испарителя 10, что позволяет обеспе- чить организованную циркуляцию теплоносителя, используя опускные 11 и подъемные 12 трубы. Подъемное и опускное дви- жение теплоносителя можно разделить в вертикальных паро- генераторах с погруженной поверхностью нагрева (см. рис. 6.3,а—в) при кипении в межтрубном пространстве, у которых подъемный и опускной участки разделены перегородкой ПР, и при кипении в трубах (см. рис. 6.3,г,д). Парогенераторы по схе- мам на рис. 6.2 и 6.3,а—в являются корпусными с циркуляцией теплоносителя. Конструктивные схемы прямоточных парогене- раторов не отличаются от рассмотренных выше теплообменных аппаратов без изменения фазового состояния, так как необхо- димость в сепарации в них отпадает. В корпусных парогенераторах вся теплообменная поверх- ность размещена в общем корпусе. Если теплообменную поверх- ность разделить на отдельные секции и каждую секцию снаб- дить собственным корпусом, то получится секционный пароге- нератор. Секция — часть парогенератора, представляющая собой один или группу модулей, которые могут быть отключены одно- временно. Модуль — отдельный технологически завершенный в заводских условиях элемент конструкции. Секции парогенератора включаются как по первичному, так и по вторичному теплоносителю параллельно и работают как единое целое. Секционными могут быть и теплообменники без 212
изменения фаз теплоносителей. На рис. 6.4 показаны некоторые конструктивные типы секционных парогенераторов. Принципи- ально можно секционировать любой тип теплообменников и па- рогенераторов. Отдельные секции можно отключать или заме- нять при их повреждении. Модули секции полностью собира- ются в заводских условиях, и теплообменные аппараты различ- ной мощности монтируются из одинаковых элементов. 6.2. ОСНОВЫ ТЕПЛОВОГО И ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАСЧЕТОВ Тепловые и гидравлические расчеты теплообменных аппара- тов (ТА) разделяются на конструктивные и поверочные. Зада- ча конструктивного (проектного) расчета — определение необ- ходимых геометрических размеров поверхности теплообменника ТА. Задаются следующие параметры: 1) тепловая мощность NTt кВт; 2) массовые расходы теплоносителей G, кг/с; 3) удельные энтальпии (температуры) теплоносителей на входе и выходе ТА t, кДж/кг (Г, К); 4) давления теплоносителей р на входе и выходе ТА, Па, или предельные значения гидравлических сопротивлений; 5) зависимости для теплофизических параметров теплоноси- телей: плотности р (Г, р), энтальпии i (Г, р), динамической вяз- кости [I (Г, р), теплопроводности X (Г, р), удельной теплоемко- сти ср (р, Г), температуры насыщения Ts (р), теплоты испаре- ния г (р) и теплопроводности X (Т) стенки — задаются в таб- личном виде или в форме полиномов; 6) температура окружающей среды и допустимая темпера- тура на внешней поверхности корпуса ТА; 7) предельные габаритные размеры и масса ТА. Окончательная цель расчета — с учетом всех требований выбрать и рассчитать оптимальную конструкцию ТА. Такой рас- чет проводится для номинального режима работы ТА. В за- дачи поверочного расчета входят: детальный расчет ТА на номинальном режиме при выбран- ных геометрических соотношениях теплопередающей поверхно- сти; этот расчет выполняется в тех случаях, когда конструктив- ный расчет велся по усредненным параметрам; расчет ТА с выбранной (известной) геометрией теплопере- дающей поверхности на частичных режимах в целях определе- ния энтальпий (температур) теплоносителей и тепловой мощ- ности; расчет динамики конкретного ТА в нестационарных режи- мах для определения параметров теплоносителей и стенки в ус- ловиях переходных процессов, аварийных режимов, гидравли- ческой неустойчивости. 213
Расчет теплообменного аппарата основывается на математи- ческих моделях, описывающих процессы переноса в теплоноси- телях и в стенке теплопередающей поверхности. Как правило, это одномерные модели, согласно которым полагается, что все параметры теплоносителя изменяются только по длине канала (по движению теплоносителя) и во времени, но постоянны по сечению. Изменение параметров по сечению может быть учте- но специальным коэффициентом (температурным фактором). Одномерная схематизация реальных трехмерных течений суще- ственно упрощает как постановку, так и решение задачи расче- та ТА, однако требует введения соответствующих коэффициен- тов конвективного обмена — коэффициентов теплоотдачи и тре- ния (сопротивления). Эти коэффициенты, отражающие особен- ности реальных процессов при одномерной схематизации, прин- ципиально не могут быть найдены из одномерных моделей, а определяются либо из трехмерной модели, либо из экспери- мента. Последний способ получил наибольшее распростране- ние. Рассмотрим одномерную математическую модель расчета ТА при параллельном (прямоточном или противоточном) движе- нии теплоносителей. Введем следующие допущения: 1) теплообмен излучением между стенкой и теплоносителем не учитывается ввиду малости; 2) в уравнении энергии для теплоносителя не учитываются ввиду их малости теплопроводность вдоль оси канала, энергия давления и диссипации от сил вязкостного взаимодействия со стенкой; 3) рассматривается элементарная ячейка трубчатого ТА, со- стоящая из канала круглого сечения площадью Fu внутри ко- торого движется греющий теплоноситель. Снаружи канал омы- вается нагреваемым теплоносителем, который движется как бы в кольцевом канале с площадью поперечного сечения F2 и диа- метром d3y зависящим от расположения труб в пучке. При этом будем считать, что на внешней поверхности нагреваемого теп- лоносителя заданы граничные условия второго рода, — для простоты выберем адиабатические. Процессы переноса массы, тепла и импульса описываются следующими уравнениями. Уравнение сохранения массы для теплоносителя ^ + -TLia0- (6Л> at дг Уравнение сохранения импульса для теплоносителя dtit dut , dtit dp г VnJt П/ /n c%\ p'ir = p^ + p'"'77 = p'^--f— -*ТГ- (6-2) 214
Уравнение сохранения энергии для теплоносителя Р А -"=*■ = РЛ %" + G« ■%" = Я* Щ, (6.3) at at oz где Ui — длина периметра канала; z — продольная координата, м; t — время, с; и — средняя скорость по сечению элементарной ячейки, м/с; gz — проекция ускорения свободного падения на направление z, м/с2; тст — напряжение трения на стенке, Па; индекс—«ст» стенка, «ж»—жидкость; i—индекс, относящийся соответственно к первичному (1) или вторичному (2) теплоно- сителю; <7ст — плотность теплового потока, Вт/м2. Уравнение энергии для цилиндрической стенки теплопере- дающей поверхности из изотропного и однородного материала без внутренних источников тепла Для обоих теплоносителей и стенки имеем систему из семи уравнений, содержащую 20 переменных величин: Fu F2, рь р2, #1, ^2, gzl, gz2, Pl, Р2, Тст1, Тст2, Пь Пг, *ж1, Ьк2, <7ст1, ?ст2, ^ст, Лет. Из условий однозначности заданы F± = «V/4; F2 = * (d32 - rf^/4; Щ = <; П2 == * (d3 + rfj; г«1» ^z2; Ясг^ег); Pi(/«i; л); p2(w />*)> т. е. дополнительно имеем девять уравнений. Для замыкания системы уравнений используют коэффициенты теплопередачи и трения для обоих теплоносителей в форме cti(z, t), аг(2, t)9 <7(>г1 = а1 (*ж1 *Crl)> 9СТ2 = а2 (* СТ2 * Ж2/» vi = ^iPi^i2/8; хст2«?. р2 ^22/8. В качестве условий сопряжения используются уравнения <7сг1 = а1 (^ж1 — ^cxl) = *ег f ~7nT" ) ; (6.7) 9ст2 — а2 V-* ст2 * жг) = *сг ( Т7Г~ V OR Jdt J Вследствие наличия в уравнениях (6.6) и (6.7) температур теплоносителей требуется введение дополнительных связей 7^Kl=i ж/(*"ж«, Pi); Тж2=ТЖ2 (/ж2, Рг). (6-8) Таким образом, приведенная система уравнений для тепло- носителей и стенки является замкнутой и может быть числен- но решена на ЭВМ при известных расходах теплоносителей, температурах и давлениях на входе и выходе ТА. 215 (6.5) (6.6)
Приведенная система уравнений может быть использована для расчета поверхности теплообмена в случае как однофазных теплоносителей, так и передачи теплоты с изменением агрегат- ного состояния одного или обоих теплоносителей (кипение, кон- денсация). В последнем случае необходимо использовать физи- ческие характеристики смеси: плотность, энтальпию и т. д. (Определение этих характеристик дано в следующих пара- графах.) Система дифференциальных уравнений (6.1) — (6.4) для теп- лоносителей и стенки описывает динамику элементарной ячейки трубчатого теплообменного аппарата, и ее целесообразно при- менять для проверочных расчетов нестационарных режимов (переходных процессов, аварийных режимов, гидродинамиче- ской устойчивости) конкретных ТА. Для конструктивных рас- четов геометрических характеристик теплопередающей поверх- ности ТА, а также для поверочных расчетов на частичных ста- ционарных режимах рационально использовать рассмотренную систему уравнений в стационарной постановке: д (РМ) =q. дг дщ дг zCT{ H{ dR \ CT dR j ^ R \ n dR /^ дг \ n дг ) } (6.9) В качестве замыкающих используются уравнения (6.6). Преимуществами применения данной системы уравнений в частных производных для тепловых и гидравлических расчетов ТА с помощью ЭВМ являются: одновременное выполнение теп- лового и гидравлического расчетов, возможность произвольных вариаций условий однозначности и прежде всего геометриче- ских характеристик теплопередающей поверхности, высокая точность расчета, существенное увеличение производительно- сти труда. Система дифференциальных уравнений (6.9) с учетом алге- браических уравнений для теплофизических свойств и коэффи- циентов обмена со стенкой нелинейная. Обычно такие системы уравнений решаются численно методами Эйлера или Рунге — Кутта по двухточечной схеме: значение искомых функций (па- раметров течения и стенки /v+i в сечении z/+i) находится по значению функций // и ее производной в предыдущем сечении 216
Z/=z/+i—Az, где Дг — шаг интегрирования: /«-'.+(-2-),* В связи с тем что тепловые потоки от первичного теплоноси- теля к стенке и от стенки ко вторичному теплоносителю не за- даны в явном виде, а являются функциями коэффициентов теп- лопередачи, которые в свою очередь зависят в общем случае от температуры поверхностей стенок, интегрирование исходной системы уравнений вдоль теплопередающей поверхности неиз- бежно связано с необходимостью итерационной процедуры оп- ределения Гст1 и ГСт2 на каждом шаге интегрирования. Интегрирование оканчивается в сечении zn=L, где in=iL, т. е. энтальпии теплоносителей достигают заданных значений. В силу соблюдения на каждом шаге условия равенства элемен- тарных тепловых балансов для теплоносителей одновременное достижение в сечении zn=L заданных значений энтальпии обо- их теплоносителей очевидно. Таким образом, в результате конструктивного расчета опре- деляется необходимая длина труб при выбранной их компонов- ке в пучке. Однако полученные значения p\L и р2ь могут быть как больше, так и меньше заданных. В обоих случаях програм- ма расчета должна предусматривать итерационную процедуру, позволяющую выполнить определение длины элементарной ячейки ТА L, удовлетворяющей заданным значениям Api и Ар2 с допустимой точностью е: Эта процедура основывается на вариациях либо количества труб в пучке, либо шага пучка труб, либо одновременно того и другого — в зависимости от выполнения условия для каждого теплоносителя. При параллельном прямоточном или противоточном течении теплоносителей процесс теплообмена в параллельных ячейках можно считать идентичным (адиабатические условия на грани- цах ячейки) и для расчета теплопередающей поверхности до- статочно интегрирования уравнений вдоль одной «средней» трубы. В случае перекрестного тока теплоносителей рассмотренная система оказывается недостаточной. Процесс теплопередачи в соседних ячейках по параметрам существенно различается. Поэтому необходимо рассматривать изменение характеристик теплоносителей по объему теплообменного аппарата, по край- ней мере, в двух измерениях — вдоль течения каждого тепло- носителя. При этом в пределах каждой элементарной ячейки сохраняется гипотеза об одномерности течения для каждого теплоносителя. 21?
С помощью системы уравнений (6.9) можно выполнить теп- ловые и гидравлические расчеты для режимов, отличающихся от номинального. Особенность, однако, заключается в том, что если для прямоточной схемы методики конструктивного и по- верочного расчетов полностью аналогичны, то для противоточ- ной схемы методика несколько усложняется. В связи с тем что в сечении 2=0 температура (энтальпия) одного из теплоносите- лей неизвестна, поступают следующим образом. Задаются тем- пературой обоих теплоносителей в сечении z=0 и выполняют расчет по приведенной выше методике. В результате в сечении z=L находят температуры (энтальпии) обоих теплоносителей и сравнивают значение полученной температуры одного из теп- лоносителей с заданной. Расчет повторяется (путем вариации температуры одного из теплоносителей в сечении 2=0) до по- лучения заданного значения его входной температуры с извест- ной степенью точности. Итерационная процедура выполняется автоматически. В инженерной практике в настоящее время широко приме- няются тепловой и гидравлический расчеты по усредненным па- раметрам. Необходимые расчетные зависимости могут быть получены непосредственно из системы уравнений (6.9) путем их интегрирования по длине элементарной ячейки и усреднения по сечению всего трубного пучка. Рассмотрению расчетов теп- лообменных аппаратов по усредненным параметрам посвящены следующие параграфы, в которых приведены также сведения по определению коэффициентов гидравлическоп>*сопротивления и коэффициентов теплоотдачи, необходимые при расчете по местным параметрам. 6.3. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПО УСРЕДНЕННЫМ ПАРАМЕТРАМ Задача гидравлического расчета теплообменного аппарата — определение гидравлических сопротивлений и в конечном итоге затрат мощности на прокачку теплоносителя в отдельных эле- ментах и теплообменнике в целом, а также проверка выполне- ния условий, например кратности циркуляции, распределения теплоносителя по отдельным элементам и т. д., используемых при тепловом расчете. Гидродинамические процессы в теплооб- менных аппаратах определяют их совершенство, так как от организации движения теплоносителей зависят эффективность теплоотдачи и затраты мощности на прокачку. Тепловой и гид- равлический расчеты по усредненным параметрам выполняются параллельно и взаимно дополняют друг друга, так же как и по локальным параметрам. Полный перепад давления в некотором элементе Ар=^АрТр+Арм+АрУск+Дрнив, (6.10) 218
где Л/?тр — потери давления вследствие трения; Арм — потери давления в местных сопротивлениях; А/?уск — потери давления на ускорение потока вследствие, например, изменения его плот- ности; Лрнив — нивелирный перепад давления. Для определения составляющих полной потери давления по выражению (6.10) введем следующие величины: массовую скорость потока, кг/(м2-с), pw=G/F; линейную скорость, м/с, w=G/(pF); суммарный массовый расход двухфазной смеси, кг/с, G=Gn+Gx; приведенные скорости жидкости и пара, м/с, w0x=Gx/(pxF); Won=Gn/(pnF)\ скорость циркуляции, м/с, w0=G/(pkF); массовое расходное паросодержание x=GJG, или относительную энтальпию среды x=(i-i')/r; скорость газожидкостной смеси И'см = Я'оп + Пж = ^0 + ^0^1 ~ -^-) = V Рж / = Щ [ 1 + * (~5Г ~ О] = 9WK (1 ~ Х) + VU (Л)]; объемное расходное паросодержание а>см / L Рж \ * /J истинное (напорное) объемное паросодержание <p=VJV**F„lFt откуда Шп=ш0п/ф; шж=аУож/(1—ф). В приведенных выражениях F — площадь сечения элемента, м2; р — плотность среды, кг/м3; 0=1/р — удельный объем, м3/кг; г — удельная теплота парообразования, кДж/кг, r=i"—V\ V — объем, м3; i\ i" — удельные энтальпии жидкости и пара на ли- нии насыщения; индексом «п» обозначены параметры пара, «ж» — жидкости, «см» — смеси. 219
Определение отдельных составляющих потерь давления по (6.10) существенно различно для одно- и двухфазного потоков. Приведем основные зависимости для расчета потерь давле- ния. Однофазный поток. Прямые трубы. Потери на трение ДЛР=^Р-у-С,, (6.11) где g=/(Re, А) — коэффициент трения. При ламинарном тече- нии (Re<2000-^2300) £=64/Re. При турбулентном течении в гидравлически гладких трубах (A=Sm/d<AnPeA^15/Re) g=0,3164/Re0'25. В шероховатых трубах (Д>Апред) 0,11 (8Ц /d + 68/Re)°'25 при Re < Renpejl ~ 12Ш/8Ш; при Re > Renpejl в автомодельной области, 4(lg3,7d/Sm)2 где Ош абсолютная шероховатость (высота неровностей). Для углеродистых и легированных (перлитных) сталей 6Ш^0,10 мм и для аустенитных сталей 6Ш^0,05 мм. В приведенных зависимостях Re=wd/v — число Рейнольдса; d — диаметр трубы, м; L — длина трубы; v — кинематическая вязкость среды, м2/с; 0=(РгСт/Ргж)1/3—температурный фак- тор, учитывающий влияние нагрева жидкости; Ргст и Ргж — числа Прандтля для жидкости при температуре стенки и при средней температуре потока. Винтовые каналы. При движении теплоносителя внутри вин- тового канала (трубы) на гидравлические потери, на трение дополнительное влияние оказывает образование крупномас- штабных вихрей. Интенсивность вихреобразования зависит от соотношения внутреннего диаметра трубы d и радиуса гиба R и определяется числом Дина De=Re[d/ (2/?)]0-5. В винтовом канале радиусом R переход к турбулентному течению происхо- дит при ReKP=2300/{l—[1 —(10-3/?/rf)04]22}, а в автомодельную область — при RenPeA=ll-104(^/^)0'2. Коэффициент сопротивления трения в винтовом канале при 2</?/d<1000 можно найти по следующим зависимостям. Для ламинарного течения с макровихрями при Re<ReKp 6/&nM = l/{l-4[l-(H.6/De)o.«p.»}, 220 \=-
причем при De<ll,6 Л=0, npnDe>ll,6 А=\. Число De=l 1,6 соответствует переходу от истинно ламинар- ного течения к течению с микровихрями. В режиме турбулент- ного течения при ReKp<Re<iRenpeA 1/§пр.т=1 + 1,68[й/(2/?)]°'65. В приведенных выражениях |пр.л и gnp.T — коэффициенты сопротивления трения в прямой трубе при ламинарном и турбу- лентном режимах движения соответственно. При R/d>l000 и в автомодельной области влиянием кри- визны канала можно пренебречь. Потери в местных сопротивлениях в прямых и винтовых трубах определяются выражением APm=U>o>2/2, (6.12) где коэффициент местного сопротивления £м имеет следующие значения: На входе в трубы из коллектора или барабана .... .0,5 На выходе из труб в коллектор или барабан .1,0 На входе в межтрубное пространство или на выходе из него . .1,5 На повороте в U-образных каналах .0,5 На повороте в трубе на угол: менее 20° .0 20°—60° 0,1 60°—140° 0,2 более 140° .0,3 На повороте на 180° через перегородку в межтрубном пространстве . 1,0 Однофазный поток в пучках труб. Потери на трение при про- дольном омывании пучка находятся по формуле (6.11) с ис- пользованием коэффициента трения £п=*&п£ и эквивалентного диаметра где п — число труб в пучке; dB.K — внутренний диаметр корпу- са, м; dH— наружный диаметр труб, м; g—коэффициент трения для трубы при d=d3. Поправочный коэффициент kn=f(s/d) на- ходится из следующих соотношений: для треугольной решетки К = (0,89s/d + 0,63 при ламинарном течении; 0,57 + 0,18 (s/d — 1) + 0,53 [ 1 — ехр (— а)] при турбулентном течении, где а=0,58{1— ехр[—70(s/d— 1)]}+9,2(s/d— 1) при s/d<\,02 и a=0,58+9,2(s/d—1) при s/d> 1,02; 221
для квадратной решетки 0,96s/d + 0,64 при ламинарном течении; 0,59 + 0,19 (s/d — 1) + 0,52 [ 1 — ехр (— Ь)\ при турбулентном течении, *„ = п где b=\0(s/d—1); s — шаг решетки, м. В поперечно омываемых пучках находят суммарное гидрав- лическое сопротивление, не выделяя потери на трение, по фор- муле (6.12), используя коэффициент сопротивления £п: для шахматных пучков ^ = , (4 + 6,6Z2) Re"0'28 при Sl/dH < sJdH; k(5,4 + 3,4Z2)Re-°'28 при s1/d>s2dH; для коридорных пучков £п= (6+9Z2) Re-0»26 (siA/H)-°>23, где 5i — шаг в поперечном направлении, м; s2 — шаг в направ- лении потока, м; Z2 — число рядов в направлении потока. Если угол набегания потока -ф отличается от 90°, то вводит- ся поправочный множитель е^: ф, град .... 90 80 70 60 50 40 30 10 еф 1 1 0,95 0,89 0,69 0,53 0,38 0,15 При поперечном обтекании многорядных спиральных змееви- ков с большим радиусом гиба труб (d/i?<0,l) гидравлическое сопротивление определяют по формуле pw2 ~2~ Ар = ^2вф-^-, (6.13) где £о — коэффициент сопротивления одного ряда труб; е^ оп- ределяется по приведенным выше данным для пучков с прямы- ми трубами. При Si/dQ<s2/du и 0,0&$(si/dH— l)l(s2/dH—1)<1 ^o=2(51/idH-l)-0'5Re-0'2; при Si/dH>s2/dH и K(si/dH— l)l{s2/dn—1)<8 |о=0,38(SlldH-l)-°>* [ (si/rfH-l)/(s2/d-1)-0,94]-°>*9Re«, где a=— 0,2/[(s1/rfH-l)/(52/d„— l)]2. Потери давления на ускорение потока ApyCK={)2W22—piWi2. (6.14) Индексы 1 и 2 относятся к входному и выходному сечениям со- ответственно. 222
Рис. 6.5. Коллекторы с торцевым f (а) и радиальным (б) подводом ftttttttt ttttttttt «) t о Нивелирный перепад давления в элементе определяется как алгебраическая сумма весов столбов среды во всех его уча- стках: Лрнив=#2р/1, (6.15) где h— высота столба участка, м. Нивелирный перепад считает- ся положительным для участков с подъемным движением сре- ды и отрицательным для опускных участков. Рабочую среду подводят к трубным поверхностям нагрева и отводят от них с помощью раздающего и собирающего кол- лекторов. Часть коллектора, в которую вводится или из которой выводится по трубам среда, называется активной частью. По расположению подводящих и отводящих труб различают кол- лекторы с торцевым и радиальным подводом (рис. 6.5). Статическое давление изменяется по длине коллектора, что приводит к неодинаковому расходу по трубам — к гидравличе- ской разверке. Изменение статического давления по длине кол- лектора можно не учитывать при равномерном радиальном под- воде не менее чем в трех сечениях активной части коллектора и при сечении коллектора, превышающем суммарное сечение всех присоединенных труб. Для испарительных и экономайзер- ных участков достаточно второго условия. Максимальное изменение статического давления по длине горизонтального коллектора Лркол=Лрш2/2, (6.16) где w— максимальная скорость в коллекторе, м/с; коэффициент А имеет следующие значения: В собирающем коллекторе: радиальном 1,8 торцевом 2 В раздающем коллекторе: радиальном при: Fl(nf)=l 1,6 Fl(nf)= 1,5 2 торцевом: с подводом полным сечением 0,8 с подводом неполным сечением 2 (F/FUOJl—0»6) Здесь F — площадь сечения коллектора, м2; / — площадь сече- ния одной трубы, м2; п — число труб; /^од — площадь сечения подводящей трубы, м2. 223
Изменение статического давления в различных сечениях тор- цевого коллектора Д/^ол = дА,ол т^- (2 - -f- ), (6.17) 'кол \ *кол / где /кол — длина активной части коллектора (расстояние меж- ду сечениями с максимальной и нулевой скоростями при одно- стороннем подводе или половина расстояния между смежными подводами); z — расстояние рассматриваемого сечения от ме- ста ближайшего подвода. Труба со средним расходом (предпо- лагается, что все трубы одинаковые) находится на расстоянии г//кол = 0,423, а падение давления на этом участке составляет АР2кол=(2/3)А/7кол. Для нахождения изменения статического давления в верти- кальном или наклонном коллекторе следует учесть нивелирный напор АРкол.в=чАРкол ± Арнив. (6.18) Двухфазный поток. Различают следующие основные режимы движения двухфазной парожидкостной смеси (рис. 6.6): а) пузырьковый — паровая фаза распределена в жидкости в виде пузырьков, небольших по сравнению с характерным раз- мером поперечного сечения потока; б) снарядный — крупные пузыри пара, размер которых соиз- мерим с характерным размером поперечного сечения потока; в) эмульсионный — газообразная фаза распределена в виде мелких объемов, разделенных жидкими пленками; г) дисперсно-кольцевой — газообразная фаза образует ядро потока, а жидкая движется в виде пленки по поверхности стен- ки и распределена в виде мелких капель в ядре потока; д) расслоенный — движение в горизонтальной или наклон- ной трубе в поле силы тяжести, когда в верхней части трубы движется преимущественно газообразная фаза, а в нижней — жидкая. При движении двухфазного потока происходит сложное вза- имодействие фаз. Определение сопротивления в двухфазных потоках основывается на полуэмпирических зависимостях, спра- ведливых для довольно узких интервалов режимных парамет- ров. Наиболее распространенными являются модель гомогенно- го течения, когда поток рассматривается как смесь с равномер- ным распределением фаз, движущихся с одинаковой скоростью, и модель раздельного течения Локкарта — Мартинелли, когда полное сопротивление определяется через сопротивление при движении отдельных фаз. Нормативный метод расчета потерь давления в двухфазном потоке базируется на гомогенной модели. Потери на трение со- 224
о 10 091 «> с (f )| 1 ) ft и J \оШ\ 4ч1 1 <*-} |о<ро| л) |K;];-il г) «) Рис. 6.6. Режимы течения двухфазного потока: а —пузырьковый; б—снарядный; в — эмульсионный; г — дисперсно-кольцевой; д — рас- слоенный гласно нормативному методу определяются по формуле _siM*[, + ,t(*._l)]. (6.,9) При переменном паросодержании х в формулу подставляет- ся его среднее значение х=(хи+хк)/2, а также -ф= = (УкХк—урнХн) / (хк—Хп). Индексы «н» и «к» относятся к началу и концу участка. Коэффициент -ф есть функция скорости цирку- ляции и давления: ty=f(w0y р) и может быть найден из номо- граммы на рис. 6.7. Коэффициент трения 1=Г-х(1'-Г), где g' — коэффициент трения, определяемый по полному расхо- ду среды и по вязкости воды на линии насыщения; £" —коэф- фициент трения, определяемый по полному расходу среды и по вязкости пара на линии насыщения. ? 1,5 1,2 \Ш w5y\ if, п —ЛдЛ Г^ / rfl/ \\ \ 12,0 -^Г| 10,0 "• \ \ 8,0 > ГЛ \ \ р=1.0МПа —^<£'^Г ч \>"Ч\ V* \ I V \ \ I sl I \ L 1 п { Г 3 5 7 9 11 13w0fn/c Рис. 6.7. Зависимость поправочного коэффициента *ф в формуле (6.13) от ско- рости циркуляции и давления 15—7000 225
ЦО^ 1 ^\ 1 *Sk ////у т \/щ 11,0^ /ж 1 'У 12,0 . ш ш '// У> fffl /у 'd \ 2fi I "" р = 20,0МПа I '^Ш%^ g \ \ /А W %0 <%£ 5,0 \ 6,0 \ Z0 С 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 ОЛ 0,д 0,2 О 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 WQ ,м/с Рис. 6.8. Зависимость коэффициента С от скорости смеси и давления Потери в местных сопротивлениях определяются по фор- муле Рп _ 2См, 9^_ Г j + х /_Р^ _ ЛЛ (620) Условные коэффициенты ме- стных сопротивлений £'м вычис- ляются для жидкой фазы по при- веденным выше зависимостям. Нивелирный перепад давле- ния Дрнив=£2Ар. (6.21) Средняя плотность р=фрп-|- + (1—^))рж, при р<0,9 Ф = Ср. Значение коэффициента С нахо- дится по номограмме на рис. 6.8. При t0O>3,5 м/с значение С берется при wo=3y5 м/с. Для прямоточных элементов при р>0,9 значение ф выбирается по графику на рис. 6.9 при зна- чениях С из номограммы на рис. 6.8. «"-^['^(t-1)]- 0,75 0,5 0£5 1 П=7.0 —0^. JL [ 0»0i r _x * —*"^ 0,£ 0,£5" Рис. 6.9. Истинное объемное паро- содержание при больших расход- ных паросодержаниях (Р>0,9) 226
Как видно из приведенных зависимостей, рассматриваемый метод расчета дает всегда ср<СР, что справедливо главным об- разом для подъемных течений. При опускных течениях для слу- чая ip<ipKp (Ркр соответствует значению ср = Р) всегда ф>р. При движении двухфазного пароводяного потока в винтовых каналах при р= 10-^-20 МПа, pw = 200-М500 кг/(м2-с), х= = 0ч-1 и d/R = 0,13^-0,25 гидравлические потери на трение можно найти из зависимости Ар = ^±.^_\1+х/Р^_Ли (6.22) Здесь | — коэффициент гидравлического сопротивления трения при скорости циркуляции w0 (определяется по зависимостям для однофазного потока); о|э—коэффициент негомогенности: Ф = ( 1 + 2 А.*") {1 + х[0*>ж)°'25-- 1]}, где Л1== 1,7; Л2=—2,8; Л3=5,7; Л4=—4,6; [хп и \лж — динами- ческая вязкость пара и воды на линии насыщения. В горизонтальных и слабо наклоненных трубах (угол к го- ризонту не более 30°) при малых массовых расходах может происходить расслоение смеси и зависимости, основанные на го- могенной модели, нельзя использовать. Массовую скорость, при которой возникает расслоение потока, оценивают по выражению П QQ d°'5 ( Рж W Х \ СгРж Р^ = 0,38 ? = (_j( —) 1+х(1_рр/рж). { = )' \ ё(Рж— Рп) / Здесь Сг= (1 +х) I(1 +w0n/w0); or — поверхностное натяже- ние, Н/м. Метод Локкорта — Мартинелли разработан на основе анали- за данных по стабилизированным адиабатическим потокам. Предполагается раздельное течение фаз, при этом могут быть реализованы четыре режима: 1) турбулентный (жидкость) — турбулентный (газ), 2) вязкостный — турбулентный, 3) турбу- лентный — вязкостный, 4) вязкостный — вязкостный. Предполагается, что отношения градиента потери давления в двухфазном потоке к градиенту потери давления при течении в том же канале одной из фаз Ф-=(^/-^)"!»Ф-(^/^) [ми функциями пар X = ( АРж / ДаЛ 1/2 являются однозначными функциями параметра \1/2 15* 227
Рис. 6.10. Зависимость Локкорта—Мартинелли для характерных режимов: / — турбулентный (жидкость) — турбулентный (газ); 2 — вязкостный — турбулентный; 3 — турбулентный — вязкостный; 4 — вязкостный—вязкостный представляющего собой отношение градиента потери давления жидкой фазы к градиенту потери давления газообразной фазы. Зависимость ФГ=/(Х) показана на рис. 6.10. Здесь же приведе- на зависимость 1— ф=/(Х). Связь между Фг и Фж определяется соотношением (1/Фж2)1/я+(1/Фг2)1/п=1, где п=2 для ламинарного (вязкостного) течения, л=2,5 для турбулентного течения. Расчет по гомогенной модели дает лучшие результаты при дисперсном течении, а по методу Локкорта — Мартинелли — при кольцевом. Влияние обогрева может быть учтено формулой Тарасовой— Леонтьева <^= 1 +0,0044 М°'\ (Ар//)0 ^ ' \ pw ) где qCT — плотность теплового потока на стенке, Вт/м2; pw — массовая скорость, кг/(м2-с). Потери давления на ускорение и нивелирный перепад дав- ления для двухфазного потока находят, как и для однофазного потока, по зависимостям (6.13) и (6.14), используя действитель- ные значения скорости и плотности. Расчет естественной циркуляции. Для обеспечения работы поверхности теплообмена испарителя в условиях развитого пу- зырькового кипения и предотвращения образования отложений в выходных участках паросодержание на выходе не должно пре- вышать л;=25-ь-35%. Следовательно, количество поступающей на испарение жидкости должно превышать паропроизводитель- ность в 3—4 раза. 228
Отношение расхода жидкости Gu, поступающей на испарение, к паропроизводительности испарительных поверхностей нагре- ва GH называется кратностью циркуляции: Кц = Gh/Gh= 1/Хвых. Суммарная паропроизводительность поверхностей нагрева GH в общем случае не равна паропроизводительности парогенера- тора G. Так, в случае промывки пара питательной водой GH=G+Gn.B(i,-tn.B)/(t,,-0. С увеличением кратности циркуляции растут капитальные за- траты, так как требуется увеличить сечения обогреваемых и не- обогреваемых элементов системы. Поэтому для парогенераторов стационарных ЯЭУ принимается оптимальная кратность цирку- ляции 3</СЦ<8, а для судовых 6</Сц<40-&-50. Если парогенератор должен работать в условиях понижен- ных нагрузок, то кратность циркуляции необходимо принимать из условий именно этих нагрузок. Ориентировочно можно при- нять следующие соотношения между кратностью циркуляции при уменьшенных нагрузках /Сц и при номинальной нагрузке Ац.ном* Ои>0,8<3И.НОМ Кц = /<ц Си = (0,5н-0,8)Си.ном. Ои=(0.3-Н),5)(?и.ном ном'-'и.ном, /Си (О , 8-Г- 1) /Сц. НОМ^И. Ном/би (0,74-0,8) /Сц.номСи.ном/Яи G„= (0,2Н-0,3)(?и.ном (О.бЧ-О.^/Сц.н^иаом/^ Надежно рассчитать кратность циркуляции можно только в случае четкого конструктивного разделения подъемных и опускных элементов в замкнутой системе циркуляции, напри- мер в вертикальных парогенераторах. На рис. 6.11 приведена схема простейшего циркуляционного контура, включающего в себя барабан-сепаратор 1, опускную систему 2, нижний кол- лектор или камеру 3, подъемную систему 4—7. Подъемная система включает в себя необогреваемое звено 4, обогреваемое звено 5 и па- роотводящие звенья 6 и 7. Высота подъемных труб, введенных в во- дяной объем барабана, определяет- ся как разность отметок их ввода в барабан и вывода из коллектора. Высота подъемных труб, введенных в паровое пространство барабана, и высота опускных труб отчитыва- ются от места вывода из нижнего коллектора (камеры) до уровня в барабане-сепараторе /in, а высота Рис 611 Циркуляционный превышения пароотводящих труб контур 229
Лпр —от уровня в барабане-сепараторе до высшей отметки тру- бы. Высота контура равна сумме высот последовательных подъемных элементов. В обогреваемых звеньях обычно выде- ляют экономайзерный участок h3K или высоту точки закипа- ния /l-г.з. При установившемся режиме работы, если нет продувки из нижнего коллектора, массовые расходы в опускной и подъем- ной частях контура одинаковые и равны Gu. Плотность среды в подъемной части контура, где происходит кипение жидкости, меньше, чем в опускной необогреваемой (или слабо обогревае- мой). В результате возникает движущий напор Рдв, Па: PfliB = ghnpon—gIi (ph) под. Движущий напор идет на преодоление гидравлических сопро- тивлений подъемной и опускной частей контура: ЯдВ = Дрпод+АРоп и зависит только от высоты и плотности среды. При определении движущего напора подъемные звенья раз- биваются на отдельные участки, если они имеют: 1) угол наклона труб (при кипении в трубах), отличаю- щийся более чем на 20° от угла наклона остальной части труб, при высоте участка не менее 10% высоты контура; 2) удельное тепловосприятие, отличающееся более чем на 30% от среднего значения, при высоте такого участка не менее 10% высоты контура; 3) необогреваемые участки высотой более 5% высоты кон- тура; участки меньшей высоты рассчитываются совместно с прилегающими обогреваемыми участками. Движущий напор создается в испарительных, пароотводя- щих и экономайзерных звеньях. Высоту экономайзерной части можно определить по формуле Мб— А10и — Д<:сн + ■——#рж I hou~ /*до - ——) h _ h , Ар \ £грж / "sK — "до \ Nr Ai' /?o5Gu Ар где Лдо — высота начального необогреваемого участка, м; Д/оп — подогрев в опускной системе, кДж/кг; А/б — недогрев воды в барабане, кДж/кг; AiCH — подогрев в опускной системе за счет захвата части пара, кДж/кг; рж£ — изменение Ар удельной энтальпии воды на 1 м высоты, кДж/кг; /ion — высота опускных звеньев контура; Дроп — сопротивление в опускных трубах, Па; NT — тепловосприятие подъемного участка, кВт; Лоб — обогреваемая высота подъемного участка, м; G4 — при- нятый расход циркуляции, кг/с. При отсутствии обогрева опускной части и сноса пара 230
в опускную часть, приняв в первом приближении роп=рэк=р' (что справедливо при среднем и высоком давлениях и при от- сутствии захвата и подогрева), т. е. пренебрегая изменением V по высоте, получим Лэк=Лд0+А^бЛоб С?ц / Л/'т. При принятом условии рэк=р/ экономайзерный участок в соз- дании движущего напора не учитывается, т. е. #1расч = "п—"эк« Величина НраСч называется высотой паросодержащего участка. Гидравлические потери в подъемных звеньях при принятой кратности циркуляции и требуемом тепловосприятии зависят от конструкции подъемных звеньев — в первую очередь испари- тельной части, параметры которой определяются в результате теплового расчета испарителя. Гидравлическими потерями опускной части можно варьировать более свободно, чтобы по- лучить, например, требуемую кратность циркуляции. Поэтому из движущего напора выделяют полезный напор, равный раз- ности полного напора и сопротивления подъемной части: Рпол = Рдв~ ДРпод (6.23) ИЛИ Рпол = Дроп. (6.24) Уравнения (6.23) и (6.24) называют уравнениями циркуляции. Зависимости Рпол=!(Оц) и ДрОп=/(0ц) называются гид- равлическими характеристиками соответственно подъемной и опускной частей контура. Действительные расходы циркулиру- ющей воды и полезный напор определяются графическим реше- нием уравнения (6.24) (рис. 6.12). Движущий напор для от- дельного участка Рдв=/кр£(рж—рп), где ф — среднее объемное паросодержание в рассчитываемой части участка, определяется по приведенным выше зависимо- стям. Расчет проводят по среднему расходу пара в элементе меж- ду входом и выходом: Gn= (Gn.BX+Gn.Bbix)/2. Скорость циркуляции пара w0 принимается при тепловом расчете в пределах 0,2—1,0 м/с. Гидравлические сопротивления рассчитываются отдельно для экономаизерного, испарительного участков и участка выше обогрева. Скорость циркуляции в пароотводящих трубах берет- 231
л (-«<■• \ -Рпол &Pon^ i ^ 1 1 1 У ( - —! ь 0,8 0,7 0,6 0,5 О* 0,3 0,2 0,1 О /% /?=кмпа / ^ 8У & ч/ 2 ^ IS' ^ ^ ^ ^ У ^ ^ ' ^ и А 0,Ctf tf,/* 0,2 DJ 0,Ь 0,5 7,0гооп,н/с Рис. 6.12. Графическое реше- ние уравнения циркуляции Рис. 6.13. Зависимость паросодержания застоя от приведенной скорости пара и давления ся в пределах 1,0—2,5 м/с. Скорость в опускных элементах принимается в зависимости от высоты элемента и уточняется в результате расчета циркуляции: Высота элемента, м Меньше 5 . 5—10 . . 10—15 . . Больше 15 . Скорость, м/с . 1 . 1,5 . 2 . 2,5 В результате расчета циркуляции получаются средние зна- чения полезных и движущих напоров. Когда трубы подъемной части обогреваются неравномерно, в слабо обогреваемых тру- бах возможно образование свободного уровня, если трубы включены в паровое пространство сепаратора, и застой или опрокидывание циркуляции, если трубы включены в водяной объем. В обоих случаях ухудшается теплоотдача, возможны перегрев стенки выше допустимых температур при обогреве вы- сокотемпературным теплоносителем, а также ускоренное обра- зование отложений на стенках при любом обогреве, что приве- дет к снижению производительности установки и развитию кор- розионных процессов под слоем отложений. В связи с изложен- ным требуется проверка надежности циркуляции по условиям образования уровня и застоя или опрокидывания циркуляции. Для проверки условий образования застоя и свободного уровня вычисляется приведенная скорость пара won в наименее нагру- женной трубе. По этой скорости по номограмме (рис. 6.13) определяется паросодержание в условиях застоя (pB=f(w09 р). 232
сти в опускной системе и давления Далее рассчитывается движущий напор в трубе при условиях застоя: £дв.з= (Аобфз+Лпофз)£(рж—рп). Условие появления застоя Рлв.з/Рпол ^ 1,1 -т- 1,2. Условие появления свободного уровня (Ядв.з—Арпр) / Рпол<1,1 -М ,2. Здесь АрПр = Лпр(1— фз)£(р'ж—рп). Достаточно надежных методов определения ш0п в слабо обогреваемой трубе для парогенераторов ЯЭУ до настоящего времени не разработано. Главное средство обеспечения надеж- ной циркуляции —равномерное распределение тепловой и гид- равлической нагрузок во всех параллельных обогреваемых элементах. К ухудшению циркуляции может привести захват —снос пара и увлечение его из сепаратора в опускную камеру. Если входные сечения опускных каналов расположены на небольшой глубине под уровнем, то возможно образование воронки, через которую и происходит захват пара. Снос пара при барботаже возможен, если скорость всплытия пузырьков меньше скорости опускного течения жидкости. Минимальная высота столба воды Аст над входными сече- ниями опускных труб, при которой над ними не образуется вих- ревая воронка, может быть найдена по графикам (рис. 6.14) в зависимости от скорости в опускных трубах won и условной скорости в объеме барабана по наименьшему сечению на пути 233
поступления воды к опускным трубам: а>б=Оц/(рж/), где / — площадь сечения набегающего потока, м2. Для предотвращения вскипания в обогреваемых опускных трубах недогрев на входе должен превышать увеличение тем- пературы за счет воспринимаемой теплоты. Образование пара в опускной части может произойти при быстром сбросе давле- ния в парогенераторе. Допустимую скорость уменьшения дав- ления оценивают по графикам (рис. 6.15) в зависимости от скорости в опускной системе и абсолютного давления. 6.4. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПО УСРЕДНЕННЫМ ПАРАМЕТРАМ Цель теплового расчета теплообменного аппарата — опре- деление размера теплопередающей поверхности, необходимой для обеспечения передачи заданного количества теплоты от од- ного теплоносителя к другому (конструкционный расчет), или расчет количества передаваемой теплоты при неизменных гео- метрических Характеристиках теплообменного аппарата и за- данных параметрах теплоносителей (поверочный расчет). Тепловая мощность NT теплообменного аппарата (количество тепловой энергии, передаваемой в единицу времени) определя- ется выражением NT=Gl(in—;12)т]т.а = G2(l22—h]), где G\9 G2— массовые расходы первичного и вторичного теп- лоносителей, кг/с; in, ti2 — удельные энтальпии первичного теп- лоносителя на входе и выходе, кДж/кг; t2b t22 — удельные энтальпии вторичного теплоносителя на входе и выходе, кДж/кг; т^т.а — КПД теплообменного аппарата, учитывающий потери в окружающую среду. Уравнение теплопередачи имеет вид N* = KFAT, где К — коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-К); F — площадь теплопередающей поверхности, м2; АГ —средний температур- ный напор, К, зависящий от температур первичного и вторич- ного теплоносителей (рабочего тела) и взаимного направления их движения. Некоторые типичные распределения температуры вдоль оси поверхностей теплообмена приведены на рис. 6.16. В общем случае температурный напор, а следовательно, и ко- личество передаваемой теплоты по длине теплообменника не остаются постоянными. Наиболее равномерный температурный напор получается в случае противотока при конвективной пе- редаче тепла или при. испарении холодной среды и конденсации горячей (см. рис. 6.16,6,а). 234
_Jtt т \ 1 5,r * ж) Рис. 6.16. Характерные распределения температур в теплообменных аппаратах: / — охлаждение однофазного теплоносителя; 2 — нагрев однофазного теплоносителя; 3 — конденсация; 4— испарение (кипение) Для получения конечных и приемлемых размеров теплопе- редающей поверхности необходимо, чтобы местные значения температурного напора превышали некоторое минимальное значение: ДГ>Д7мин. Значение ДГмин в конечном итоге опреде- ляется технико-экономическим расчетом. Ориентировочно мож- но считать Д7\шн=5-т-10 К для жидких теплоносителей и Л7мин=20-^-50 К для газообразных теплоносителей. В качестве среднего температурного напора для прямоточ- ных и противоточных схем теплообмена обычно используют среднелогарифмический напор AT = АТ6 — АТЫ 1п(ДГб/АГм) где АТб — наибольшая разность температур горячего и холод- ного теплоносителей; АТМ — наименьшая разность температур горячего и холодного теплоносителей. В расчетах среднелога- рифмический напор может быть использован, если в пределах рассматриваемой поверхности теплообмена остается приблизи- тельно неизменным коэффициент теплоотдачи и не изменяются физические свойства сред. В противном случае поверхности теплообмена необходимо разбить на участки. При небольшой разнице между ДГб и ДГм, а именно при ATe/ATjA^lJ, используют среднеарифметический напор АТ=(АТб+АТы)/2. При перекрестном токе теплоносителей в температурный напор при противотоке и прямотоке вносят поправку: Д7'=едгД7,прт. 235
При числе перекрестий больше четырех AT можно рассчитать по схеме противотока или прямотока соответственно. Коэффициент теплопередачи для поверхностей нагрева, на- бранных из труб, вычисляют по формуле J_ = _L_£. + 2!-_'-in*.+ _!_-£-. К «1 йг 2ХСТ dB оя d2 где d — расчетный диаметр, м; dH, dB — наружный и внутрен- ний диаметры трубы, м; d\, d2 — диаметры трубы со стороны первичного и вторичного теплоносителей, м; <ц, <*2— коэффи- циенты теплоотдачи со стороны первичного и вторичного теп- лоносителей, Вт/(м2-К); Лет — теплопроводность стенки, от- дельных ее слоев, слоев отложений, Вт/(м-К). В качестве расчетного диаметра для определения площади поверхности теплообмена в равной мере можно принять d=du d=d2 или d=(di+d2) /2. Если dH/dB<.2, то коэффициент теп- лопередачи может быть найден по формуле для плоской много- слойной стенки: где бет —толщина стенки, отдельного слоя многослойной стен- ки и слоя отложений, м. Приведем зависимости для определения коэффициентов теплоотдачи в теплообменных аппаратах. Однофазный поток. При течении в трубах и продольном омывании неметаллическими жидкостями (Рг>0,5) пучка пря- мых труб теплоотдача описывается формулами: в случае ламинарного течения Nu=0,15Re°'33Pr0'43(Pr«/PrCT)0'25 (6.25) и при турбулентном течении Nu=0,021Re°'8Pr°'43C/C/, (6.26) где Nu, Re, Рг — числа Нуссельта, Рейнольдса, Прандтля соот- ветственно при средней температуре потока: Nu=«xdA; Re=wd/v'9 Pr=v/a; К — теплопроводность теплоносителя, Вт/(м*К); v —его кине- матическая вязкость, м2/,с; w — скорость теплоносителя, м/с; Ct= (Ргж/Ргст)п — поправка на изменение температуры по се- чению потока (температурный фактор); Ргж и Ргст — числа Прандтля при средней температуре потока и температуре стен- ки соответственно; при охлаждении потока я=0,25, при нагре- вании /г=0,11. 236
Изменение локальной теплоотдачи по длине описывается выражением C/=l + l,2d/z, где z — расстояние от входа, м. Когда рассматривают течение среды в трубах, определяю- щим считают внутренний диаметр, а в межтрубном простран- стве— эквивалентный диаметр <*э=4//П, где / — суммарная площадь проходного сечения, м2; П —длина полного смоченного периметра, м. При движении однофазного теплоносителя внутри винтовых каналов при ламинарном течении (De<ll,6) теплоотдача рас- считывается по зависимости (6.25) для прямых труб, а при ламинарном режиме с микровихрями (De>ll,6; Re<ReKp) — по зависимости Nu/Nunp^=0,4De°>37, (6.27) где NUnp-л определяется по (6.25). Теплоотдача при турбулентном течении (Re>ReKp, d/R< <0,29) определяется по формулам: при нагревании потока Nu/NunP.T= 1+6,3(1—d/2R) (dl2Ry>1*; (6.28) при охлаждении Nu/Nunp.T=l+0,3exp(—0,3/?/d), (6.29) где Nunp.x — число Нуссельта при теплоотдаче в прямых тру- бах, рассчитывается по (6.26). В области около- и сверхкритических давлений в формулу (6.26) вводят дополнительный множитель, и она преобразуется к виду Ш = Ш0(рст/рж)т(Ср1Срж)к, где для воды т=0,3 при 1,02^р/ркр^1,45; ркр — критическое давление; рст, рж — плотность среды при температуре стенки и средней температуре Гж; сР — удельная теплоемкость при сред- ней температуре жидкости; cp=(iCT—1ж)/{ТСт—Гж)—средняя теплоемкость в интервале температур ТСт—Тж; k=f(TCTlTm9 Тж/Тщ) — постоянная величина при заданных относительных температурах стенки и жидкости (рис. 6.17); Тш — температура жидкости, соответствующая максимальной теплоемкости при постоянном давлении; Nu0 определяется по формуле (6.26). При поперечном обтекании пучков труб неметаллическими теплоносителями Nu=CRe^Pr0'33(Pr«/PrCT)°'25e/8S. 237
Определяющим является наружный диаметр труб dH. Скорость подсчитывается по наиболее узкому поперечному сечению. Здесь Et учитывает отличие интенсивности теплоотдачи в пер- вых двух рядах от средней теплоотдачи для пучка, a es учиты- вает влияние шага и типа решетки. Для многорядных пучков для всех рядов можно считать е*=1. Для коридорного пучка es= (s2/A)"-0'15, С=0,26, я=0,65 и для шахматного пучка при 5i/52<2 es=(si/s2)1/6, С=0,41, п=0,6; при sx\s^2 88=1,12, С=0,41, /г=0,6. Коэффициент теплоотдачи к жидким металлам при течении в трубах в случае отсутствия в них примесей может быть най- ден по зависимостям: Nu = 7+0,025Pe0'8, когда на теплопередающей поверхности поддерживается посто- янная плотность теплового потока, и Nu=4,8+0,025Pe0'8, когда на теплообменной поверхности поддерживается постоян- ная температура. Наличие примесей в теплоносителе приводит к снижению коэффициента теплоотдачи. Коэффициент теплоотдачи к жид- ким металлам, не подвергающимся специальной очистке, может быть вычислен по формуле Nu = 3,4+0,014Ре0'8. В приведенных зависимостях Ре=RePr=wd/a — число Пекле; а — коэффициент температуропроводности, м2/с. При продольном омывании пучков труб с жидкими метал- лами Nu=6+0,006Pe, если 30<Ре<400, Re>104, или Nu=0,58Pe0'45, если 400<Ре<6000. В случае поперечного обтекания шахматных и коридорных пучков труб жидкими металлами Nu=Pe0'5. 238
Эта формула применима для шахматного пучка в интервале l,2^Si/dH^2,4; l,2^s2/dH^l,5 и для коридорного пучка при 1,2<51/</н<1,7; l,18<52/rfH<l,7. Кипение в большом объеме. Коэффициент теплоотдачи <хоб, Вт/(м2-К), при пузырьковом кипении в большом объеме неме- таллических жидкостей может быть найден по формуле ЦКТИ аоб=0,625(р°'14+8,85- Ю"14/?2)?0'7, (6.30) где q — плотность теплового потока, Вт/м2; р — давление, Па, или по критериальной формуле Д. А. Лабунцова Nu* = CRe^Pr1/3, (6.31) где N = <W* . ре ^ *>vnU. I =с р 0Jj_. = _J_. К *Ж " (грп)2 грп ^рж —удельная теплоемкость жидкости на линии насыщения, кДж/(кг-К); рж, рп — плотности жидкости и пара на линии насыщения, кг/м3; Ts — температура кипения, К; г —удельная скрытая теплота парообразования, кДж/кг; а — коэффициент поверхностного натяжения, Н/м; Кж — теплопроводность жид- кости на линии насыщения, кДж/(м-К). При Re*^0,01 С= = 0,0625, л=0,5; при Re*>0,01 С=0,125, /г=0,65, или по за- висимости С. С. Кутателадзе и И. Г. Маленкова, которая, по свидетельству авторов, обобщает данные для различных жид- костей, включая щелочные металлы, Nu = 1,5 • 10"3 [ршкипсрж/ (gkm) ]2/3, (6.32) где Ыи=а/а/Яж; /а={а/[§(рж—рп)]}0'5. Приведенные формулы наглядно отражают тот факт, что при пузырьковом кипении коэффициент теплоотдачи увеличи- вается с ростом плотности теплового потока. По достижении некоторого значения q=qKPl паровая фаза на стенке полностью оттесняет жидкость и теплоотдача резко падает. Возникает режим пленочного кипения. В этом случае говорят о первом кризисе теплообмена при кипении в большом объеме. Обратный переход к пузырьковому кипению происхо- дит при плотности теплового потока, отличающейся от qKp\. Эту плотность теплового потока обозначают qKP2, а явление называют вторым кризисом теплообмена пузырькового кипения. Значения qKp\ и qKP2 могут быть найдены по формулам <7kpi=Vpn°>5 [а (рж—рп) g] °'25, где ki = 0,13-^0,15, и 9кР2 = ^Рп0'5[а(рж-рп)Я]0'25, где k2=0,028. 239
Область пленочного кипения не характерна для теплообмен- ных аппаратов (парогенераторов) ЯЭУ. В случае пузырькового кипения в большом объеме жидких металлов кроме (6.32) справедливы зависимости efc-0,248^V'1' или а^ = Сд^^^^уг^у. При p/pKp=4-10-5-f-10-3 С=1,06 и /г=0,45; при р/ркр= 10"3-4- 2-Ю-2 С=0,13 и л=0,15. Критическая плотность теплового потока <7кР1 = 0,1 бЗргрп0'5 [а (рж-рп) g ] °'25, где р1=1+(С/рКр)(р/Ркр)-°'4. При развитом кипении С=44,2-105 (р измеряется в паскалях). Для натрия рКр=35 МПа, калия—16 МПа, цезия— 10,1 МПа. Кипение в трубах. При рассмотрении кипения в трубах по- лагают, что суммарный коэффициент теплоотдачи определяется конвективной теплоотдачей к однофазной жидкости, пузырько- вым кипением и дополнительной конвективной составляющей за счет увеличения скорости смеси при генерации пара в соот- ветствии с выражением а2 •= а2 + а2 + а2 (6.33) К КОН 1 0 ' СМ> V •«"/ где акон — коэффициент теплоотдачи конвекцией к однофазной жидкости (определяется по приведенным выше зависимостям для однофазной жидкости); ао=0,7а0б — коэффициент тепло- отдачи при пузырьковом кипении в трубе; а0б — коэффициент теплоотдачи при кипении в большом объеме; асм — коэффици- ент теплоотдачи конвекцией при течении парожидкостнои смеси. В качестве расчетной используют формулу о. = о. [l +7.10- (^)W(^)Y • гДеап = Кон+ао)°'5- Интенсификацию теплоотдачи за счет увеличения скорости смеси рассчитывают при (owpac/?) (оо/ап)4/3>5-104. Кризис первого рода при кипении в трубах в связи с пере- ходом к пленочному кипению возникает при плотности тепло- вого потока <7КР1= 1,163.10е (+)°*e[8,85-6,84(10-V)+ 1,425(Ю-'р)2]Х Х(Ю 3?w) "Pexpt— 1,5хкр), 240
где р — давление, Па; хкр= (t—i') /,г — относительная энтальпия в месте кризиса (массовое паросодержание); rf0=8-10"3 м — опорное значение диаметра трубы. При кипении в трубах с увеличением массового паросодер- жания может возникнуть кризис теплообмена второго рода, связанный со срывом жидкости со стенки в ядро потока, с не- достаточным орошением стенки из ядра потока или полным от- сутствием такого орошения и высыханием остаточной пленки. В данном случае реализуется дисперсный режим течения. При р= 1,04-17,0 МПа и рш = 750-^-3000 кг(м2-с) значение критического (граничного) паросодержания может быть най- дено по формуле jcrp=(rf0/d)0'26[0,39+l,6(10-7p)-2,12(10-7p)2+ +0,72(10-7p)/3J (10-3р^)-0'5. При х>хгр теплопередача значительно ухудшается по сравне- нию с областью пузырькового кипения, эту область называют областью ухудшенного теплообмена. Коэффициент теплоотда- чи при х>хгр может быть найден по зависимости Nu = JSl = 0,023 (-*=-Г (WL)°>8 \х + J±(1 _ А)Г8 у, где У=1—0,1(р|(ж/рп— 1)°'4(1— х)°>А, vn и ап определяются для температуры стенки, а остальные величины — для средней тем- пературы потока, т. е. температуры насыщения. При больших плотностях теплового потока, если темпера- тура стенки больше температуры насыщения, т. е. ТСТ>Т8, пу- зырьковое кипение возникает и при средней температуре по- тока ниже температуры насыщения (ТЖ<Т8). В этом случае говорят о кипении недогретой жидкости или поверхностном ки- пении. Генерируемые пузырьки пара конденсируются в ядре потока. Для определения коэффициента теплоотдачи при кипе- нии недогретой жидкости можно воспользоваться приведенны- ми выше зависимостями (6.30) —(6.32), заменив значение плот- ности теплового потока q на Д<7=<7—?нк, где <7hk=(Xkoh(7,s—Гж); акон — коэффициент теплоотдачи к однофазному потоку жид- кости. Для определения qKVU Вт/м2, в случае кипения воды в вер- тикальном трубном пучке при 3,0<р<10,0 МПа может быть использована формула 9„р1=0,845-106(ра;)0.2(1— 3,35-10-8р) (1-х)1'2. Коэффициент теплоотдачи при кипении в трубах жидких щелочных металлов а=С<7°'7(р/105)0'15, где с=3,0-=-3,2; q — в Вт/м2; р — в Па. 16—7000 241
При кипении жидких металлов в межтрубном пространстве вертикального пучка для определения а могут быть использо- ваны те же зависимости, что и при кипении в трубах. Для определения хгр и qrp в случае кипения жидких метал- лов в трубах справедливы зависимости *гр^-0,64(^^у/^~°'2 дгр=- 4,44-Ю-3^- (-££» -J- |/ ±Е. )°'8 . ''ж \ « Lrp У qu J В области ухудшенного теплообмена an = _k.0,023Ren°'8Prn0'4. d В переходной области «= , / „_ 0^ S +«п(1— *>). + (1-«)« ЯЛСТ где ан — коэффициент теплоотдачи в начале переходной обла- сти при х=хтр\ ап — коэффициент теплоотдачи к влажному пару; s — расстояние между жидкими струйками, s«3,2 мм; Яст — теплопроводность материала стенки; сэ — доля поверхно- сти, смоченной жидкостью; <о = (хгр.к—х) / (хгр.к—хгр); лгГр.к — массовое паросодержание в конце переходной области; хгр.к= = 1—380pwvxc/<r; Lrp— расстояние от сечения при х=0 до мес- та возникновения кризиса, м; q0 — плотность теплового потока при л:=0, Вт/м2; d — диаметр трубы, м. Существенно, что кипение жидких металлов в трубах начи- нается при значительных перегревах по отношению к темпера- туре насыщения. Степень перегрева зависит от целого ряда факторов: свойств жидкости и ее пара, свойств материала по- верхности и состояния поверхности, содержания газа и других примесей в жидкости, теплового потока, режима течения и т. д. Перегрев жидкости в трубах из нержавеющей стали может быть найден по зависимости 1 МИН = -*ln(l+ -£-), где dm* — диаметр впадины шероховатости: с?мин»2,5-10~6 м; ps —в Па; г — в Дж/кг; [р]=кг/м3. Теплоотдача при конденсации. Термическое сопротивление при конденсации складывается из двух компонентов: термиче- 242
Рис. 6.18. Поправочный коэф- фициент, учитывающий конвек- тивный перенос и влияние сил инерции при конденсации 0.1 1 10 100 г/СрйТт, ского сопротивления при фазовом переходе и термического со- противления пленки жидкости: 1/а=Я=#ф+#пл. Термическое сопротивление при фазовом переходе опреде- ляется выражением F «Ф j^-= 1,67.10— r*Ps (2nRTs*/M*)1'2 ' где г —удельная скрытая теплота парообразования, кДж/кг- Р — давление, Па; £ —универсальная газовая постоянная; Т.— температура насыщения, К; М - молекулярная масса. Для неметаллических жидкостей #ф пренебрежимо мало. Величиной Кф можно пренебрегать и для всех металлов при р>0 01 МПа Приведем зависимости для определения а=11Д„„ При конденсации неметаллических жидкостей на верти- кальной поверхности и ламинарном течении пленки конденсата (Кепл=шо /Vjk < 400) где (поичГ яжМРж-р,)г \"4 I и. Мб \ гг-^, ) п ри АГ r= const; 1,04 цжДП / ^жРж(Рж —Рп)г •) 1/3 при q = const; -I. ет — поправочный коэффициент на изменение физических свойств по толщине пленки: \ ^ПЛ H«CT / 1/8 г|> - коэффициент, учитывающий конвективный перенос и влия- ?п^СИД«Т?лДИИ: ♦=8К/7С*АГ>. определяемый по графикам (рис. Ь.18). Индексы «ст» и «пл» соответствуют определяющей температуре на стенке и средней в пленке. При турбулентном течении пленки конденсата (q=const) f v2 у/3 'Ж \ g 0,054RePr°»* Re5/6-47 + 0,2lPr^4
Если Re>2000, то / ..2 М/3 = 0,054Re,/6 Рг£\ v« V/3 Здесь Re=aAr//r^; / — высота поверхности, на которой про- исходит конденсация. В случае движения пара вводится допол- нительная поправка e=l + l,013(pn/p«)1/2a;n/(ffvn)1/3, где ^п = [(0>пвх + WnBX Шпвых + ^'пвых)/3]1/2 • При конденсации неметаллических жидкостей на горизон- тальных пучках с поперечным обтеканием с, In °'84е [1 —(1 — е)1,84]Л0,07 ' где си — коэффициент теплоотдачи на одиночной трубе: а^0,728(Я-Рж(Р—Рп)Г У*; 1 ' \ ^^Td ) ' е — степень конденсации пара: 8= (Gbx—бвых) /GBx; Gbx, GBbix — расходы пара на входе в пучок и выходе из него, кг; п — число рядов труб коридорного пучка или половина числа рядов шахматного пучка. В трубах коэффициент локальной теплоотдачи определяется выражением Nu = CRec°;8Pr°«43[l + x(-^--l)J,/2, а коэффициент средней теплоотдачи на участке — выражением N^CRe&fPr^-Lfll +*вх(Рж/Рп- 1]'/2 + + П + *„ых(Рж/Рп-1)]1/2}, где х, лсвх, Явых — массовое паросодержание в сечении, на входе и выходе соответственно; ReCw=4GCM/(nd^). Коэффициент С зависит от материала труб (для стали С= = 0,024). При ламинарном течении пленки щелочных металлов теп- лоотдача рассчитывается по тем же зависимостям, что и для случая неметаллических жидкостей. При турбулентном течении U44 '.«
пленки конденсата по вертикальной поверхности коэффициент локальной теплоотдачи определяется выражением . / V2 V'6 - *ж _ о f ж /Yc рг М-> 1П 4+X^Pra(g8Vv^)1/2 1 + a 1— a\ где Х«Ргж(в*»Л£)!/2 X=0,4; e —среднее эффективное значение коэффициента непо- добия переноса теплоты и массы (в первом приближении е= = 1); б — средняя толщина пленки конденсата в сечении: 8=0,308(v^)1/3Re^12. 6.5. ОСНОВНЫЕ КОНСТРУКЦИОННЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ Главный конструкционный элемент поверхностного тепло- обменного аппарата — поверхность, через которую передается теплота. В теплообменниках ЯЭУ используются преимущест- венно трубчатые поверхности. В трубчатой конструкции полу- чаются большие поверхности в небольших объемах при отно- сительно малых толщинах стенки даже при значительных пе- репадах давления между первичным и вторичным теплоноси- телями. Поверхность теплообмена образуется прямыми или гнутыми трубами. Трубы в свою очередь могут быть гладкими, оребренными или с различного рода интенсификаторами на внешней и (или) внутренней поверхностях. Оребрение исполь- зуется премущественно при работе на газообразных теплоно- сителях. В теплообменниках ЯЭУ для поверхностей теплообмена ис- пользуются трубы относительно небольшого диаметра (10— 20 мм, реже 35 мм). В этом случае получаются компактные пучки труб с малой толщиной стенки (толщина стенки пропор- циональна диаметру), в то же время коэффициент конвектив- ной теплоотдачи увеличивается с уменьшением диаметра. По выбранному внутреннему диаметру rfB и скорости тепло- носителя находят число параллельных труб п: n = GI iJLdB*9w\ Скорость капельных жидкостей принимается до 10 м/с, а газов — до 50 м/с. С увеличением скорости уменьшается чис- ло параллельных труб, а при конвективном теплообмене — и необходимая поверхность теплообмена, но увеличиваются поте- 245
г) в) Рис. 6.19. Способы стыковки труб: а — бесскосные; б — с V-образной разделкой; в — разделка со скосом на подкладном кольце; г — разделка кромки со скосом на «ус> ри мощности на прокачку теплоносителя. Поэтому проводят вариантные расчеты при различных значениях скорости и опре- деляют наилучший вариант при заданных условиях (например, наименьшие габаритные размеры и массу при допустимых за- тратах на прокачку или наименьшие суммарные затраты на из- готовление и эксплуатацию и т. д.). Из условия прочности находят толщину стенки трубы s и далее наружный диаметр dH=dB-\-2s. При использовании гнутых труб принимают меры для уменьшения их овальности и предотвращения образования складок во время гибки. Для этого необходимо выдержать ус- ловия Rr/dH>2 и #r/d„>0,045d„/s, где Rr — радиус гиба. Цилиндрические змеевики могут быть навиты из «плетей»,, сваренных из цельнотянутых труб длиной 6—-12 м и толщиной стенки 2—4 мм. Трубы свариваются встык (рис. 6.19). Зная dH и /г, выбирают шаг и общую компоновку трубного- пучка. Минимальный шаг между трубами по условиям прочно- сти трубной доски или цилиндрического коллектора 5мин=(1,3-т-1,5)</н. Для уменьшения габаритных размеров теплообменника шаг должен быть принят близким к минимальному, но в конкрет> 246
ных случаях он может быть увеличен, например для уменьше- ния гидравлического сопротивления в межтрубном пространст- ве, для облегчения доступа пара при конденсации его на труб- ном пучке, для предотвращения смыкания пленки конденсата на вертикальных трубах и т. д. Наиболее компактной является компоновка труб по шести- угольной решетке (по сторонам равностороннего треугольни- ка). Число труб, размещенных в плоской трубной доске по диа- гонали шестиугольника, пА с полным числом труб п0 связано соотношением [4 о,б -5-K-i)+iJ . Общее число труб может быть увеличено путем размещения дополнительных труб в краевых сегментах между полем шес- тиугольника и ограничивающей окружностью. Тогда полное число труб в цилиндрическом корпусе /г=0/го, в=0 при п0= = 74-127 и 6=1,114-1,16 при Ло>169. Приняв ту или иную компоновку трубной поверхности, про- водят тепловой расчет. Из теплового расчета находят необхо- димую площадь поверхности теплообмена F и среднюю рас- четную длину труб: LPac4=Fl{nnd), где d — расчетный диаметр, м. Диаметр трубной решетки dTp равен минимальному внутрен- нему диаметру корпуса. Окончательно внутренний диаметр корпуса выбирается из необходимых условий размещения до- полнительных устройств, например опускного канала в верти- кальных парогенераторах, сепарационных устройств и паро- сборных устройств, раздающих и собирающих камер и т. д. В случае использования цилиндрического коллектора для крепления труб поверхностей нагрева задаются одним из его габаритных размеров (диаметром или длиной размещения труб) и по нему находят недостающий размер. Минимальный шаг приблизительно такой же, как и для плоских трубных досок: 5мин= (1,3ч-1,4)dH и принимается по внутреннему диа- метру коллектора. Число труб связано с габаритными размерами коллектора соотношением П= (л;£/в.Кол/52) (^кол/Si), где ^в.кол — внутренний диаметр коллектора; Si — шаг по оси коллектора; $2 — шаг по периметру коллектора; / — длина кол- лектора. Толщины трубной доски и коллектора определяются из расчета на прочность, но должны быть не меньше, чем это тре- буется по условиям надежного крепления труб. 247
Рис. 6.20. Способы соединения труб с трубной доской Трубы с доской соединяются вальцовкой — механической, гидравлической или взрывом, сваркой или пайкой твердым при- поем. Характерные способы соединения труб с доской показаны на рис. 6.20. На рис. 6.20,а — в показана вальцовка по всей глубине с подваркой. При варианте 6.20,6 кольцевая канавка приводит к снижению остаточных термических напряжений из-за разной скорости нагревания и охлаждения тонкостенной трубы и толстостенной трубной доски. Различные способы при- варок труб встык (рис. 6.20,г — е) целесообразны при сравни- тельно небольшом числе труб, особенно при соединении их с коллекторами малого диаметра. Наиболее распространенный способ соединения — вальцов- ка с подваркой кромок. Вальцовка обеспечивает необходимую прочность соединения, а сварка — герметичность. Процесс раз- вальцовки заключается в холодной раздаче и раскатке стенок труб в отверстиях трубных досок специальным инструментом. Металл трубы деформируется пластически, а металл трубной доски — упруго. Допускается пластическая деформация мате- риала доски на небольшую глубину. Толщина трубной доски, мм, по условиям надежного соединения вальцовкой должна быть не менее 5Мин=5+0,125йн. При изготовлении теплообменников ЯЭУ широко использу- ют вальцовку с помощью взрывов. Заряд взрывчатого вещества в виде стержня или шнура располагается в центре трубы по всей длине соединения с помощью центрирующей втулки (рис. 6.21). Ударная волна при подрыве заряда обеспечивает необходимые деформации. Глубина вальцовки выбирается из условия образования прочного соединения и может быть зна- чительно меньше толщины трубной доски. Когда глубина валь- цовки и толщина трубной доски не одинаковые, целесообразно ступенчатое выполнение отверстий (см. рис. 6.20,яс). В этом случае уменьшается скорость развития щелевой коррозии. Пайка по всей поверхности заделки труб твердым припоем исключает возникновение щелевой коррозии. Пайка нержавею- щих сталей и других подобных сплавов выполняется обычно при температуре 1365—1475 К в среде сухого водорода припо- ем, содержащим железо, хром, никель, кремний, бор. Этот при- 248
^ш^ Рис. 6.21. Вальцовка взрывом: 2 1 — трубная доска: 2 — тру- / ба; 3 — центрирующая втул- =4R ка; 4 — заряд Рис. 6.22. Двойная труб- ная доска пой, диффундируя в основной металл, обеспечивает прочность соединения, равную прочности основного металла. Однако сами припои хрупки, поэтому при пайке с подваркой в первую оче- редь выполняется сварка. Углеродистая сталь паяется припоем на основе меди, обра- зующей прочное, плотное и пластичное соединение. К числу высокотемпературных припоев относятся никель-марганцевые и золото-никелевые сплавы. Для контроля герметичности соединений труб в трубных досках в особо ответственных случаях, например в теплообмен- никах вода — жидкий щелочной металл, используются двойные трубные доски (рис. 6.22). Параллельно основной трубной дос- ке 1 с небольшим зазором 3 размещается вторая, вспомога- тельная, 2. Она размещается на стороне теплоносителя с мень- шим давлением и поэтому по толщине может значительно ус- тупать основной доске. Для обнаружения протечек, например инертного газа, контролируют состояние среды в зазоре. Для дистанционирования длинных труб используются спе- циальные решетки. Некоторые типы решеток показаны на рис. 6.23. При продольном движении теплоносителя в межтруб- ном пространстве решетки должны занимать малую долю сече- ния прохода теплоносителя. В простейшем случае (рис. 6.23,а) решетка образуется перекрещивающимися под углом 60° поло- сами. Необходимый шаг трубной решетки обеспечивается ша- гом и толщиной полос. При большом шаге используются облег- ченные профильные полосы (рис. 6.23,6) или наборные полосы (рис. 6.22,в). Здесь чередуются плоские и волнистые пластины. Решетка на рис. 6.23,г образована сваренными штампованны- ми полосами с цилиндрическими ячейками для прохода труб. Изменяя шаг между ячейками, можно получить любое необхо- димое расположение труб. Решетка на рис. 6.23,(3 образована сваренными штампованными полосами с шестигранными ячей- ками. Трубы расположены в узлах равностороннего треуголь- ника. Шаг труб в ряду определяется шагом ячеек, а шаг между рядами обеспечивается установкой дополнительной штампован- ной полосы — «змейки». В сотовой дистанционирующей решет- ке для квадратного размещения труб (рис. 6.23,е) каждая ячейка представляет собой квадрат с отсеченными четвертями 249
Рис. 6.23. Дистанционирование труб в пучках плоскими полосами (а), облег- ченными профильными полосами (б), наборными полосами (в), штампован- ными полосами (г, д), в сотах (е), с помощью перфорированного листа (ок): / — полоса; 2 — труба; 3 — опорное кольцо; 4 — змейка; 5 — ячейка; 6 — лист круга. Соседние ячейки сварены по плоским поверхностям. Четыре ячейки образуют цилиндрическое отверстие для прохо- да теплоносителя. Для дистанционирования труб пучка можно использовать листы, перфорированные отверстиями для прохо- да труб (рис. 6.23,яс). При продольном омывании диаметр от- верстий должен быть значительно больше диаметра труб. Кро- ме того, в листе могут быть устроены дополнительные отвер- стия. В многоходовых теплообменниках с перекрестным током дистанционирующие элементы совмещаются с разделительны- ми перегородками (рис. 6.24). 250
Рис. 6.24. Разделительные пе- регородки Для уменьшения эрозионного разрушения металла труб на входе и для уменьшения теплового воздействия на соединение трубы с доской можно использовать вставные гильзы (рис. 6.25). При работе на жидких металлах принимают допол- нительные меры для защиты трубной доски от теплового удара. Для этого в непосредственной близости перед решеткой распо- лагают защитные экраны (рис. 6.26,а) или устраивают застой- ные зоны за счет расположения перед трубной доской ряда перегородок с относительно небольшим шагом (рис. 6.26,6). Конструкция поверхностей теплообмена и корпуса должна обеспечивать свободу температурных удлинений. Это достига- ется, как было показано в § 6.1, применением гнутых труб, плавающих трубных досок, компенсаторов удлинения на корпу- се. На рис. 6.27 показан сильфонный компенсатор осевого типа. Основными его элементами являются многослойный сильфон 7, армирующие кольца 2, приварные фланцы 3. Сильфон защищен от воздействия рабочей среды экранами, жестко закрепленны- ми относительно одного из фланцев. При боковом подводе теплоносителя в межтрубное прост- ранство продольно омываемых пучков необходимо обеспечить симметричный подвод среды по всему периметру. Это может быть достигнуто устройством кольцевого подвода (рис. 6.28,а). Сечение кольцевого патрубка должно не менее чем в 2 раза превышать сечение подводящего патрубка. Чтобы уменьшить воздействие струи теплоносителя на трубы, пучок окружают Рис. 6.25. Защита входа трубы гильзой: / — нажимной лист; 2 — трубная доска; 3 — труба; 4 — гильза *; щ> Рис. 6.26. Тепловая защита трубных досок: / — корпус; 2 — трубная доска; 3 — защитный экран; 4 — труба; 5 — перегородки 251
590 Рис 6.27. Осевой силь- фонный компенсатор: / — сильфон; 2 — армирую- щие кольца; 3 — фланец; 4 — защитный экран * « ш Рис 6.28. Вводы теплоносителя кольцевой (а), кольцевой с дефлектором (б), боковой с защитой труб гильзами (в), осевой дефлектор (г): / — кольцевой патрубок; 2 — дефлектор; 3 — трубная доска; 4 — промежуточные перего- родки; 5 — защитные гильзы; 6 — трубы перфорированным дефлектором (рис. 6.28,6). Следует иметь в виду, что дефлектор, как правило, не обеспечивает симмет- ричного входа, так как его гидравлическое сопротивление мень- ше гидравлического сопротивления пучка. При боковом подво- де теплоносителя в тепловом расчете длина труб отсчитывается от оси подводящего патрубка. Для защиты труб от прямого удара при боковом подводе теплоносителя в отсутствие дефлек- тора трубы пучка могут быть защищены внешними гильзами (рис. 6.28,в). Для улучшения распределения теплоносителя па трубам пучка в некоторых случаях (при большой разнице сече- ний подводящего патрубка и трубной доски) перед трубной доской устанавливают сферический или конический перфориро- ванный дефлектор (рис. 6.28,2). Корпуса теплообменных аппаратов представляют собой пре- имущественно вертикальные и горизонтальные цилиндрические сосуды со сферическими, эллиптическими (рис. 6.29,а, б) или плоскими днищами (рис. 6.29,в). Плоские трубные доски при- 252
Рис. 6.29. Соединение днища и трубной доски с корпусом Рис. 6.30. Патрубки на толстостенном корпусе варивают непосредственно к корпусу, а между трубной доской и днищем той или иной формы образуется собирающая или раздающая камера (рис. 6.29,6). Днища и трубные доски могут иметь цилиндрические отбортовки для сварки с цилиндриче- ской частью корпуса. К толстостенным корпусам теплообмен- ников и парогенераторов присоединяются патрубки и штуцера различных диаметров. В зависимости от условий технологии могут быть реализованы различные способы образования па- трубков: высадка патрубка из основного металла стенки (рис. 6.30,а), приварка накладного патрубка (рис. 6.30,6), при- варка вставного патрубка (рис. 6.30,в). Штуцера малых диа- метров изготовляют преимущественно накладными. Трубы к толстостенным корпусам приваривают через промежуточный патрубок с переменной толщиной стенки (рис. 6.30,г). Силовой корпус, работающий под высоким давлением, мо- жет быть изготовлен двухслойным. Толстостенный корпус из- нутри плакируется слоем защитного металла, обладающего, на- пример, высокой стойкостью против коррозии. Использование плакированных конструкций приводит к экономии дорогостоя- щих материалов, так как корпус может быть изготовлен, на- пример, из углеродистых сталей независимо от свойств среды. Особая проблема возникает при вводе в сосуд или выводе из него среды с температурой, отличающейся от температуры корпуса на 50 К и более (ввод питательной воды в парогене- ратор, первичного теплоносителя), когда появляется опасность возникновения больших термических напряжений. Напряжения Рис. 6.31. Внешний (а) и внутрен- ний (б) термокомпенсаторы: / — внутренняя полость; 2 — внутрен- ний патрубок; 3 — вварной патрубок; 4 — корпус; 5 — внутренний переход- ный патрубок; 6 — внешний переход- ный патрубок; 7 — подводящая труба 253
Рис. 6.32. Разъемные соединения с плоской несамоуплотняющейся проклад- кой (а), с клиновой самоуплотняющейся прокладкой (б), беспрокладочное с приварным герметизирующим кольцом (в): / — крышка; 2 — прокладка; 3 — корпус; 4 — прижимное кольцо; 5 — герметизирующее кольцо можно снизить путем изоляции трубы от корпуса с помощью внутреннего или внешнего термокомпенсатора (рис. 6.31). Тер- мокомпенсаторы уменьшают градиент температур в области сварного соединения, при этом сваривают элементы, близкие по толщине. Для обеспечения доступа к соединениям труб в трубных досках и коллекторах внутри корпусов большого размера пред- усмотрены специальные люки и лазы, которые плотно закры- ваются съемными крышками. Основные виды разъемных сое- динений приведены на рис. 6.32. Расчет разъемных соединений описан в гл. 9. Для обеспечения максимальной герметичности, например при работе на жидких металлах, производят обварку соединения «на ус» (рис. 6.33). Опоры корпусов теплообменных аппаратов должны обеспе- чивать свободу термических перемещений. Например, пароге- нератор в установках с реактором с водой под давлением при разогреве может совершать продольные, поперечные и угло- вые перемещения, поэтому, используются подвижные опоры. Для небольших теплообменников опоры могут быть скользящи- Рис. 6.33. Соединение с обвар- Рис. 6.34. Катковая опора: КОИ «на ус» / — ложе корпуса; 2 — опорная рама; 3 — опорные плиты; 4 — цилиндрические кат- ки; 5 — конический каток 254
ми, а для крупных теплообменников и особенно парогенерато- ров используются катковые опоры. На рис. 6.34 показана кон- струкция катковой трехъярусной опоры. Два нижних яруса с цилиндрическими катками обеспечивают перемещение в осе- вом и поперечном направлениях. Верхний ярус имеет кониче- ские катки и обеспечивает угловые перемещения. 6.6. ОБЕСПЕЧЕНИЕ КАЧЕСТВА ПАРА Надежность, долговечность и в некоторой степени эконо- мичность работы энергетической установки зависят от качества пара, которое при заданных параметрах определяется главным образом влажностью и содержанием солей и нерастворимых примесей. Высаждение солей и других примесей на поверхно- сти пароперегревателя и лопатках турбин может привести к аварии установки. Отложения увеличивают термическое со- противление теплообменных поверхностей пароперегревателя, количество передаваемой теплоты в нем уменьшается. Высаж- дение солей в трубопроводах и других элементах приводит к увеличению гидравлического сопротивления, ускорению кор- розии поверхностей пароперегревателей, паропроводов, проточ- ной части турбин и конденсаторов. Наличие влаги в паре перед турбиной приводит к снижению ее КПД и увеличенному эро- зионному износу проточной части. Нерастворимые продукты (например, продукты коррозии) в парогенераторах с циркуляцией могут попасть в пар только с капельной влагой, и вопрос об их ограничении связан с огра- ничением общей капельной влаги в паре. Попадание же солей в пар происходит двумя путями: с выносом капельной влагой растворенных в ней солей и непосредственным растворением солей в паре. В общем случае солесодержание насыщенного пара Sn=(y+Kp)Snp, где S„, Snp — солесодержание в паре и в воде парогенератора соответственно, мг/,кг; у — влажность пара, доля влаги в паре; Кр — коэффициент распределения, характеризующий раствори- мость вещества в паре (рис. 6.35): •Ьпр ^ Рп / где п — постоянная, зависящая от состава вещества. При среднем давлении пара 2,5—7,0 МПа, характерном для парогенераторов ЯЭУ, растворимость солей в паре незначи- тельна и ею можно пренебречь. Тогда общее солесодержание в паре «Ьп = #Опр. 255
го* re Id I0~ I I I CaSCV^M CaCl2 NaCl ЫСЪ l-Na2S0i, IX Mill 1 I I I 11 I Si Oh HIO / Z 4 6 810 2 h 6 S10z Z 4 6 8Ю*р„</рп Рис. 6.35. Зависимость коэффициентов распределения различных веществ в во- дяном паре от отношения плотности воды и пара Для обеспечения высокого качества пара в парогенераторах с организованной или неорганизованной циркуляцией необхо- димо ограничить вынос капель влаги в пар и понизить содер- жание примесей в уносимой влаге. Для этого используют две группы мероприятий: осушение пара (сепарация пара) по вы- ходе его через поверхность раздела— зеркало испарения; про- мывку пара питательной водой (снижение концентрации при- месей). Учитывая унос с влагой солей и нерастворимых веществ, можно рекомендовать следующие значения влажности пара без промывки на выходе из парогенератора: (1,0ч-2,5) • 10~3 в двухконтурных ЯЭУ на насыщенном паре; 0,2-Ю-3 в установ- ках с высокотемпературным теплоносителем. При работе тур- бины на перегретом паре высокого давления ограничивается содержание кремниевой кислоты в пересчете на Si03 значени- ем 0,02 мг/кг. При наличии промывки'пара перед выходом из парогенера- тора влажность его (как до промывки, так и после нее) может быть увеличена по сравнению с приведенной выше в 3—5 раз, так как и при этих значениях влажности чистота пара повы- сится в 20—30 раз. Промывка пара применяется всегда, когда качество пара не обеспечивается сепарацией и когда нормиру- ется содержание кремниевой кислоты. Сепарационные устройства — обязательный элемент любого парогенератора с циркуляцией пароводяной смеси. Они исполь- зуются самостоятельно или в сочетании с промывкой. Простей- ший способ сепарации — осаждение в свободном паровом про- странстве (гравитационная сепарация). При проходе пара через зеркало испарения часть жидкости увлекается с паровым потоком, образуя транспортную влагу — капельки малого диаметра. Сила тяжести, действующая на эти 256
капельки, меньше подъемной силы (силы лобового сопротивле- ния). Крупные капли, поступающие в паровое пространство в основном в результате разбрызгивания, не могут уноситься паром. Движение их тормозится силой тяжести, и, наконец, они выпадают на зеркало испарения, если прежде не попадут в об- ласть повышенных скоростей пара. При проходе всего пара через зеркало испарения влажность пара у на некоторой высоте над зеркалом hn может быть опре- делена по выражению, полученному Л. С. Стерманом, на осно- ве обобщения большого экспериментального материала: Агы \[ £(рж-рп) I / ".J ,' где число Архимеда I V g(P«-p„) / / * число Фруда w0n— приведенная скорость пара через зеркало испарения или удельная объемная нагрузка зеркала испарения, м/с. Содержание влаги уменьшается с ростом высоты парового пространства, но по мере роста hn градиент изменения у умень- шается. При /in>0,8 м за расчетную высоту парового простран- ства принимают 0,8 м. Рекомендуемые значения нагрузок зеркала испарения приведены на рис. 6.36. Приведенные реко- мендации по определению влажности и нагрузки зеркала испа- рения относятся к средним значениям. Для обеспечения эффек- тивности осадительной сепарации первостепенное значение име- ет равномерность нагрузки зеркала испарения. Она может быть достигнута равномерным распределением поверхностей нагрева под зеркалом испарения и равномерной нагрузкой парогенери- рующих поверхностей нагрева. Последняя выполняется только при использовании конденсирующихся первичных теплоносите- лей. При использовании же однофазных теплоносителей темпе- ратурный напор, а следовательно, и тепловая нагрузка поверх- ностей нагрева будут переменными. Равномерность нагрузки зеркала испарения практически при любых компоновках поверхностей нагрева может быть обеспечена с помощью погруженного дырчатого щита (рис. 6.37). За счет сопротивления отверстий щита под ним образуется паровая подушка и поступление пара к зеркалу испарения выравнивается. Щит снабжается закраинами, чтобы пар не прорывался, минуя его. Высота закраин —не менее 50 мм (обычно 150 мм). 17—7000 257 Рж — Рп
Won n 4 iff J 0,3 0,2 0,1 .м/с \ 4. ч N z 1 2 * 6 в 70 12 Кр,МПа Рис. 6.36. Рекомендуемые макси- мальные (/) и нормальные (2) зна- чения нагрузок зеркала испарения Рис. 6.37. Внутрикорпусные устрой- ства горизонтального (а) и верти- кального (б) парогенераторов: / — пароотводящий патрубок; 2 — паро- приемный потолок: 3 — жалюзийный сепа- ратор; 4 — патрубок подвода питательной воды; 5 — зеркало испарения (уровень в сепараторе); 6 — закраины погружного листа; 7 — погружной лист; 8 — теплооб- менная поверхность; 9 — спускные трубы; 10 — паровая подушка; // — промывочный щит; 12 —промывочный слой II l'l I I I F ■■'*■■■■ 1±С Высота паровой подушки тем больше, чем выше сопротив- ление отверстий. При этом увеличивается и выравнивающий эффект. Однако при больших скоростях пара увеличивается выброс влаги с поверхности зеркала испарения. Поэтому ско- рость пара wn\ должна выбираться с учетом обоих этих фактов и ориентировочно может быть принята в 10 раз больше ш0п, найденной по рис. 6.36. Паровая подушка существует при скоростях не ниже неко- торого определенного значения, которое может быть определе- но по формуле Высоту паровой подушки под погружным щитом можно най- ти из расчета естественной циркуляции в зоне щита. Расчетная высота циркуляционного контура Нъ определяется высотой за- краин (см. рис. 6.37). Подъемный участок включает в себя три звена: паровую подушку высотой hn с паросодержанием Фп<^1, двухфазный слой над теплообменной поверхностью h2 с паросодержанием <рг и двухфазный слой в пределах поверх- ности нагрева высотой h\ с паросодержанием щ. Паросодержа- ние в зазоре <рз, а соответствующая ему плотность смеси р3; h3=hn+h2+hi. 258
Движущий напор в таком контуре PzB=hug (рз—рп) +h2g (рз—рг) +h\g (рз—Pi). Индексы соответствуют номерам звеньев. Движущий напор уравновешивается гидравлическим сопротивлением контура Др: Др=Др1+Др2+ДРп+АРз+Лротв+2<т/#п, где Api, Др2, Дрп, Дрз — гидравлические сопротивления отдель- ных участков контура; Др0тв — гидравлические потери в отвер- стиях; 2а/Rn — сопротивление отрыву пузырей; а — поверхност- ное натяжение. Гидравлическими потерями в паровой подушке Дрп и в за- зоре между закраинами и корпусом Др3 можно пренебречь; Дротв=£отврпа>п12/2; коэффициент сопротивления отверстий принимается £отв~1,5. Средний отрывной радиус пузырей Здесь /?i — радиус отверстий в щите. При отсутствии захвата пара и парообразования в зазоре между закраинами и корпу- сом рз=рж. Приравняв Рдв=Др, получим Лп=1[ДРотв+2а/#п—uig(p>K—pn)<pi— —h2g (рж—рп) ф2] / [g (рж—рп) ] . Изменение паросодержания на участке h2 от фщ на границе теплообменной поверхности до ф=1 в паровой подушке близко к линейному. Поэтому <р2= (ф1к+1) /2. Диаметр отверстий в щите должен быть не менее 10 мм, щит устанавливается на 50—75 мм ниже минимального массо- вого уровня воды. Если нет специальных промывочных уст- ройств, питательную воду целесообразно подводить поверх по- груженного щита со скоростью не менее 1 м/с. Под массовым уровнем понимают уровень сплошной жидкости без учета по- вышения действительного уровня за счет находящихся в объ- еме пузырей пара. Массовый уровень меньше действительного или равен действительному. По бокам погруженного щита должны оставаться проходы шириной не менее 150 мм для свободного стекания воды. Ско- рость опускного движения жидкости в этих проходах не долж- на превышать групповой скорости всплытия пузырей при рас- ходах, в 1,5—1,8 раза больших паропроизводительности. Ори- ентировочно скорость всплытия равна ~0,2 м/с. Равномерность нагрузки зеркала испарения и парового про- странства зависит от равномерности движения пара в послед- нем. Равномерность может быть существенно нарушена при сосредоточенных выводах пара. Для предотвращения этого яв- 17* 259
Рис. 6.38. Жалюзийный гори- зонтальный (а) и вертикаль- ный (б) сепараторы: / — направление движения пара; 2 — направление движения жид- кости ления в верхней части барабанов устраивают пароприемный потолок — специальный дырчатый щит с отверстиями диамет- ром 6—10 мм. Число отверстий рассчитывается по скорости, которая выбирается в зависимости от давления: />>9,0-М0,0МПа о>п2-=6-М0 м/с р = 2,0—9,0 МПа шП2=10-М8 м/с /><2,0МПа шп2=15-т-25 м/с Скорость пара в парозаборной трубе шП4=0,7^п2, а в простран- стве над пароприемным потолком ДОпз=1/2доП2. Наряду с осадительной сепарацией в дополнение к ней или в качестве самостоятельных устройств могут быть применены механические сепараторы, простейшие из которых — жалюзий- ные горизонтальные и вертикальные (рис. 6.38). Горизонтальный жалюзийный сепаратор устанавливается непосредственно перед пароприемным потолком (на расстоянии ~20 мм), от уровня воды расстояние должно быть не менее 400 мм (рекомендуется 600 мм). Шаг изогнутых жалюзи 10 мм и толщина их —примерно 1 мм. Криволинейные каналы создают достаточную турбули^ацию потока, центробежный эф- фект, что вместе с инерционной сепарацией обеспечивает вы- саждение жидкости на пластинах сепаратора. Наиболее рацио- нален волнообразный профиль пластин. Отсепарированная жид- кость стекает вниз по поверхности пластин. При угловом про- филе пластин с острыми углами более вероятен новый подхват жидкости потоком пара — вторичное увлажнение. Вторичное увлажнение пара происходит в любой конструкции сепаратора при достижении паром определенной критической скорости. Нагрузка сепаратора при критической скорости называется критической нагрузкой. Ее можно рассчитать по формуле где Л=0,2ч-0,3 при расстоянии от зеркала испарения до сепа- ратора менее 220—260 мм и Л=0,Зч-0,4, если это расстояние более 260 мм. 1А ' «) 260
Значения приведенной критической скорости в горизонталь- ных сепараторах получаются в пределах 0,6—0,1 м/с, умень- шаясь с повышением давления. Поэтому требуются большие объемы для размещения таких сепараторов. Более компактны вертикальные или наклонные жалюзий- ные сепараторы, в которых осуществляются горизонтальное те- чение пара и вертикальное стекание отсепарированной жидко- сти. Вертикальные сепараторы выполняются секционными, кольцевыми и т. д. Максимальную нагрузку вертикального сепаратора при на- чальной влажности пара не более у0=0,3 можно рассчитать по формуле где Kp=WnlwnMaKC — коэффициент неравномерности скорости пара на входе в жалюзи, определяемый отношением средней расчетной скорости wn к максимальной местной скорости Шпмакс- При отсутствии специальных выравнивающих устройств перед жалюзи Кр=0,5^-0,95. При наличии перед жалюзи дыр- чатого листа с коэффициентом живого сечения (отношение суммарной площади отверстий к площади входа в жалюзи) 25% Яр=0,85-^0,95; а —угол установки жалюзийного сепара- тора к горизонтали; х — паросодержание перед сепаратором. При скорости пара в жалюзийном сепараторе wn<wKp эф- фективность сепарации слабо зависит от начальной влажности. Даже при начальной влажности у0=0,75 влажность за сепара- тором в экспериментах не превышала 6-10~4. Влажность пара за сепараторами при умеренных значениях у0 (*/о<0,3) в ши- роком диапазоне давлений не превышает 10~4. В конструкциях парогенераторов с вынесенными барабана- ми-сепараторами возможен ввод пароводяной смеси над уров- нем жидкости. В этом случае в качестве сепараторов можно рассматривать сами подводящие трубы. Если пароводяная смесь движется в трубах в кольцевом режиме, то пленку жид- кости, движущуюся по стенкам трубы, легко отделить от паро- вого ядра с помощью, например, кольцевых отборников — уст- ройство ВТИ — с острой кромкой. Каждая трубка является ли- нейным пленочным сепаратором. Такое разделение достаточно эффективно, пока скорость пара не превысит критическую, ког- да начинается срыв пленки. Значение критической скорости можно найти по графику на рис. 6.39. Эффективными сепарационными устройствами, особенно в парогенераторах с принудительной циркуляцией, являются циклоны (рис. 6.40) — встроенные и выносные. В сепаратор по- ступает смесь с большим влагосодержанием и достаточно боль- шой кинетической энергией (скоростью). Смесь по пароподво- 261
ш 1\1 4 Выход пара а) (Г) О Z Ч- £/7;МЛа Рис. 6.39. Сепарационное устройство ВТИ (а) и зависимость критической скорости пара от давления (б): 2 — подводящая труба; 3 — фг Рис. 6.40. Барабан-сепаратор * со встроенными циклонами: / — пароотводящий патрубок; 2 — циклон; 3 — патрубок подвода пароводяной смеси; 4 — входной короб; 5 — опускные трубы Рис. 6.41. Осевой центробежный се- паратор глубокой осушки пара: 1 — внешний корпус; 2 — завихрители; 3 — внутренний перфорированный корпус; 4 — пароотводящая труба; 5 — протигозэхват- ное устройство 0-Oh ото- к Выход \ Воды (Вход парово- дяной смеси 262
дящим трубам вводится в короб и далее в сепаратор танген- циально со скоростью 5—10 м/с (для среднего давления). За счет центробежного эффекта жидкость отбрасывается к пери- ферии — образуется параболическая поверхность раздела. Жидкость через раскручивающую решетку поступает вниз в во- дяной объем барабана. Пар поднимается вверх, влажность его снижается в результате осадительной сепарации в объеме и последующей механической сепарации в жалюзийном сепара- торе. Осадительная сепарация тем эффективнее, чем ниже на- грузка парового пространства циклона. Выход воды из цикло- на заглубляется под уровень. Максимальное положение уровня не должно превышать середины подводящего патрубка. Влажность пара за центробежным сепаратором может быть определена по формуле У = СС 2 Ik lgDxf(l—x) ]• где won — приведенная осевая составляющая скорости и пара в сепараторе; D — диаметр сепаратора; х — массовое паросо- держание на входе в сепаратор; Сс и ^ — постоянные для опре- деленной конструкции сепаратора. Необходимо опытное опре- деление постоянных Сс и k9 поэтому приведенная выше форму- ла может быть использована только для расчета влажности пара при изменении нагрузки сепаратора (^оп), паросодержа- ния на входе, при подобном изменении геометрических разме- ров. Оптимальное отношение диаметра сепаратора Dc к его вы- соте Lc (длине активной части) составляет Dc/Lc=0,3-7-0,5. С увеличением диаметра сепаратора уменьшается центробеж- ное ускорение, а с ним и эффективность работы сепаратора. Ориентировочно максимальный диаметр сепаратора можно оценить по зависимости D — 2 66 Г (p*-p")q Г6 а КПД сепарации — по формуле т)с=Лс[1— ехр(—КсУо1х0)], где у0, *о — влажность и сухость пара (начальное массовое па- росодержание) перед сепаратором; Ас и /Сс — опытные коэф- фициенты: Лс«0,98, Kc=f(p). В диапазоне от 1 до 8 МПа Кс увеличивается от 50 до 70. На рис. 6.40 схематично показаны центробежные сепарато- ры с тангенциальным вводом пароводяной смеси. В вертикаль- ных парогенераторах широкое применение находят центро- бежные сепараторы с осевым входом пароводяной смеси (осе- вые сепараторы). На рис. 6.41 показан осевой центробежный 263
сепаратор с диаметром внутреннего корпуса 80 мм. Его основ- ными элементами являются внутренний цилиндрический кор- пус 3, неподвижные лопаточные завихрители 2, внешний кор- пус У, пароотводящая труба 4 и противозахватное устройство 5. Пароводяная смесь поступает снизу во внутренний корпус, закручивается завихрителем, жидкость отбрасывается на стен- ки внутреннего корпуса, а пар по центральной части направ- ляется к верхнему торцу и покидает сепаратор. Жидкость через перфорацию внутреннего корпуса поступает в межкорпусной зазор и стекает в водяной объем парогенератора. По пути она э;акручивается в противозахватном устройстве 5, где отделяют- ся остаточные (захваченные) пузырьки пара, и пар по пароот- водящей трубе 4 сбрасывается в основной поток. Сепаратор снабжен тремя завихрителями, каждый из которых имеет по четыре лопатки с углом наклона внешних образующих кромок 45°. Высота завихрителя 90 мм. Расстояние от верхней кромки' завихрителя до перфорации 40 мм, длина каждого перфориро- ванного участка 230 мм. Диаметр наружного корпуса 121 мм, а полная высота сепаратора 1620 мм. При приведенной скоро- сти пара и;0п~1 м/с обеспечивается осушка до у= (1-т-4) • 10~4 при начальном массовом паросодержании х0=0,05ч-0,2. Для нормальной работы сепаратора уровень воды в парогенераторе не должен подниматься выше чем на 100 мм под завихрителем противозахватного устройства. Как указывалось выше, если эффективность сепарационных устройств оказывается недостаточной, применяют промывку пара питательной водой. Смысл промывки заключается в сни- жении концентрации примесей в транспортируемой с паром влаге. По существу унос воды парогенератора заменяется уно- сом питательной воды. Поэтому и повышается допустимая влажность пара. Промывку пара целесообразно применять при давлении выше 10 МПа. Промывочное устройство располагается в паровой полости над зеркалом испарения и первичным сепарационным устрой- ством (см. рис. 6.37,6). Расстояния от зеркала испарения до промывочного устройства и от последнего до жалюзийного се- паратора или пароприемного потолка должны быть не менее 400 мм, так как эффективность применения промывки зависит от качества сепарации до и после промывки. . При наличии промывки производительность пара через зер- кало испарения должна быть больше номинальной на величи- ну, необходимую для подогрева питательной воды: AG=G(i'—1ал)/г. Паропромывочное устройство представляет собой дырчатый щит, на который подается питательная вода, образующая слой толщиной ~40 мм благодаря специальным закраинам. Коль- 264
цевой зазор между промывочным щитом и корпусом перекрыт для разобщения парового пространства над щитом и под ним. Вода со щита переливается через закраины и по специальным спускным трубам отводится в водяную полость парогенератора. Скорость воды в спускных трубах 0,1—0,2 м/с (т. е. меньше групповой скорости всплытия пузырей). Необходимо исклю- чить возможность поступления пара с поверхностей нагрева в спускные трубы. Диаметр отверстий в промывочном щите ~6 мм, а число их выбирается по скорости пара, как и для погружного щита. Содержание примесей, мг/кг, в промытом и осушенном па- ре составит по общему солесодержанию Аналогично рассчитывается солесодержание отдельных состав- ляющих. Концентрация примесей в промывочной воде определяется по уравнению баланса для примесей (G + AG) yiSf + (G + Gnp) 5£бвщ = = (G + AG + Gnp) S°n6p£ 4- Gy2S°n$. (6.34) Здесь G — паропроизводительность, кг/с; AG — увеличение па- ропроизводительности для подогрева питательной воды, кг/с; Gnp — расход продувки парогенератора, кг/с; 5^рЩ — общее со- лесодержание в воде парогенератора (в продувке), мг/кг; SS6b —общее солесодержание в питательной воде, мг/кг; 5прм — общее солесодержание в промывочной воде, мг/кг; у\ и j/2 — влажность пара соответственно до и после промывки. Соли и другие примеси попадают в парогенератор в основ- ном с питательной водой. Из приведенных выше зависимостей следует, что при одинаковой влажности пара его солесодержа- ние будет зависеть от содержания солей в воде парогенератора (в так называемой продувочной воде). В отсутствие промывки соли непосредственно уносятся с продувочной водой, а при наличии промывки концентрация солей в уносе снижается, однако [это следует из выражения (6.34)] солесодержание в уносимой влаге SnpM выше, чем в ис- ходной питательной воде Sn.B. Но так как доля уносимой влаги у<0,01-г-0,1%; то суммарное количество солей Gr/SnpS?, уно- симых с паром, значительно меньше, чем поступает с питатель- ной водой Gn.BSn.B. В связи с этим, если не ограничить увели- чение содержания примесей в воде парогенератора, будет про- исходить постоянное их накопление. Чтобы стабилизировать содержание примесей, часть воды Gnp постоянно или периоди- чески выводится из парогенератора (постоянная или периоди- 265
ческая продувка парогенератора) и направляется на очистку. Поэтому расход питательной воды Gn.B должен превышать па- ропроизводительность G на расход продувки: Gn.B=G+Gnp, что и отражено в выражении (6.34). Введем долю расхода продувки рпр: G+Gnp=G(l+/?np). Вместе с продувкой удаляются как соли, так и другие примеси. Баланс содержания примесей (солей) для парогенератора можно записать в виде G (1 +рПр) Sn.B = GSn+ GpnpSnp; GSn=(y+Kp)GSnp, следовательно, при постоянной продувке Зд.в-(у + *р)3пр Обычно определяется рПр по каждому компоненту примесей и принимается его наибольшее значение. При полном обессоли- вании питательной воды ориентировочно можно принять рпр= =0,005^-0,003. Приведем допустимые содержания отдельных веществ в пи- тательной и продувочной воде для% парогенераторов с циркуля- цией, вырабатывающих насыщенный пар (для давления до 10 МПа): Питательная Продувочная Примесь вода вода Растворенный кислород, мкг/кг 15 Отсутствует Хлорид-ион, мг/кг 0,02 1,0 Жесткость*, мкг-экв/кг 0,5 100 Кремниевая кислота (SiOJ"2;, мг/кг ... 0,05 5,0 Оксиды железа в пересчете на Fe, мкг/кг 25 — Оксиды меди в пересчете на Си, мкг/кг 15 — * Суммарное содержание ионов Са2+ и Mg2 + . Единица измерения грамм-эквива- лент — это масса вещества в граммах, численно равная его химическому эквиваленту. Приведенные выше зависимости и рекомендации относятся к парогенераторам с организованной и неорганизованной цир- куляцией воды и сепарацией пара. В прямоточных парогенераторах все примеси, поступающие с питательной водой, за исключением той их части, которая непосредственно растворяется в паре, высаждаются на поверх- ностях теплообмена в зоне доупаривания. Поэтому к питатель- ной воде для прямоточных парогенераторов предъявляются бо- лее жесткие требования. 266
В качестве предельных содержаний примесей в питательной воде прямоточных парогенераторов могут быть приняты сле- дующие их значения: Докритическое Закритическое Примесь давление давление Растворенный кислород, мкг/кг 10 10 Хлорид-иод, мг/кг 0,02 0,02 Жесткость, мкг-экв/кг 0,5 0,2 Кремниевая кислота (SiO^-), мг/кг .... 0,02 0,01 Оксиды железа в пересчете на Fe, мкг/кг 20 ДО Оксиды меди в пересчете на: Си, мкг/кг 5 5 Na, мкг/кг 15 10 При испарении воды в прямоточном парогенераторе соли и другие примеси осаждаются на стенке в зоне ухудшенного теп- лообмена и доупаривания, которая для средних давлений (до 10 МПа) ориентировочно характеризуется областью паросо- держаний x=0,8-f-l, а при высоких давлениях — областью л;=0,4ч-1. Допустимая масса отложений определяется допус- тимым снижением эффективности теплообменной поверхности или допустимым повышением температуры стенки. Во всех слу- чаях толщина отложений не должна превышать 0,2 мм. Отложения удаляются промывкой при остановках парогене- раторов. Продолжительность межпромывочного периода определяет- ся выражением Тмп = -Мдоп/ Сотл, где Мдоп — допустимая масса отложений, кг; С0Тл — скорость отложений, кг/с: Сотл= Сг(оп.в—Оп) /Готл, /^отл — площадь отложений. 6.7. КОРРОЗИЯ В ТЕПЛООБМЕННЫХ АППАРАТАХ Коррозией металла называют его разрушение в результате химического или электрохимического воздействия контактиру- ющей с ним среды. Основные виды коррозии — общая, лод на- пряжением (коррозионное растрескивание), межкристаллитная. Общая коррозия. Общей коррозии подвержены как углеро- дистые, так и аустенитные стали. Ее механизм носит электро- химический характер. Поэтому основными факторами, влияю- щими на скорость общей коррозии, будут: структура металла и физико-химическое состояние его поверхности, значение и характер напряжений и деформаций, коррозионная агрессив- ность среды, температура и скорость среды, ионизирующие из- лучения, режим эксплуатации. 267
Чем однороднее металл, тем меньше скорость коррозии: меньше возникает коррозионных пар, меньше разность потен- циалов катодных и анодных участков. Как правило, с увели- чением шероховатости поверхности растет скорость коррозии: окисная пленка на вершинах и во впадинах разрушается быст- рее вследствие концентрации напряжений, что способствует возникновению коррозионных пар. Скорость коррозии значи- тельно снижается после электрополировки. Опыт показывает, что при наличии в металле напряжений, как растягивающих, так и сжимающих, увеличивается скорость общей коррозии. Коррозионная агрессивность среды определяется главным образом составом и концентрацией примесей. Для воды тако- выми являются кислород, водородные ионы, углекислый газ, растворенные в ней соли. Кислород может оказывать двоякое действие: как катодный, очень активный деполяризатор он сна- чала усиливает коррозию; при большой концентрации оказы- вает пассивирующее действие. Однако для условий работы ЯЭУ такая большая концентрация кислорода нереальна, поэто- му кислород след'ует рассматривать как активный катодный деполяризатор, интенсифицирующий общую коррозию стали. В настоящее время считается, что содержание кислорода в во- де первого и второго контуров не должно превышать 0,01— 0,02 мг/кг. Ион водорода — тоже катодный деполяризатор, по- этому с повышением его концентрации (уменьшением числа рН) увеличивается разность потенциалов коррозионной пары и скорость коррозии растет. ПрямЪго влияния числа рН на анодные процессы не наблюдается. Однако косвенное влияние может оказаться основным: с изменением числа рН изменяется растворимость продуктов коррозии, а с ним связано образова- ние защитных пленок. Для углеродистых сталей оптимальные значения pH = 9,5-f-ll,5, для аустенитных сталей скорость кор- розии в воде высокой чистоты мало зависит от рН в интервале рН = 3-М1. Коррозионная агрессивность воды зависит от со- става и концентрации солей. Увеличение концентрации кислых или основных солей изменяет рН, и их влияние на коррозию определяется этим изменением. Наибольший интерес представ ляют нейтральные соли. В растворах соли диссоциируют с об- разованием катионов металлов, хлорид-ионов и сульфат-ионов. Хлорид-ион вытесняет из оксида железа кислород, получается хорошо растворимое хлорное железо, что приводит к разруше- нию оксидных защитных пленок (т. е. оксидная пленка пасси- вирует поверхность металла, а хлорид-ион ее депассивирует). Практика эксплуатации ЯЭУ показывает, что глубокое удале- ние хлорид-ионов из воды — необходимое условие как для углеродистых, так и для аустенитных сталей (концентрация хлорид-ионов в питательной и подпиточной воде не должна превышать 0,015—0,02 мг/кг). Сульфат-ионы в широком интер- 268
вале температур не влияют на скорость общей коррозии. С повышением температуры интенсифицируется общая кор- розия, так как интенсифицируются диффузионные процессы, ослабевают связи кристаллической решетки, повышается элек- тропроводность растворов. Если отдельные участки поверхно- сти металлов имеют различную температуру, то места с более высокой температурой становятся анодными участками и раз- рушаются (термогальваническая коррозия). Характер зависимости скорости общей коррозии от скоро- сти воды может быть различным и определяется ее составом. Если в воде имеется кислород, но мало депассиваторов (хло- рид-ионов), то с увеличением скорости воды общая коррозия сначала растет (так как интенсифицируется подвод кислорода к катодным участкам), затем падает (образуются защитные оксидные пленки) и далее опять возрастает из-за механическо- го разрушения защитных пленок (коррозионная эрозия). Если депассиваторов много, то, очевидно, общая коррозия растет с увеличением скорости воды. Радиоактивные излучения изменяют коррозионную актив- ность воды и коррозионную стойкость металлов. Под действи- ем излучений в результате радиолиза и радиоактивного синте- за в воде первого контура может измениться содержание кис- лорода и водорода и, следовательно, изменится коррозионная агрессивность воды по отношению к конструкционным матери- алам. Облучение металла приводит к увеличению его физико- химической неоднородности, связанной с разрывом химических связей и деформацией кристаллической решетки, а также к изменению защитных свойств оксидных пленок. . Скорость общей коррозии в первом контуре тем меньше, чем меньше мощность реактора и больше длительность его ра- боты. Увеличение мощности реактора приводит к интенсифи- кации радиолиза и радиационного синтеза. Наибольшая ско- рость коррозии наблюдается в первый период работы реакто- ра, затем она уменьшается и через 20—30 сут становится по- стоянной. Для уменьшения скорости коррозии в первый период работы необходимо контур заполнять обескислороженной во- дой. На скорость коррозии всех элементов ЯЭУ влияют частота и скорость изменения режимов работы: изменяются темпера- туры, что вызывает нарушение защитных пленок, усиливая коррозию. Большое значение в борьбе с коррозией всех элементов ЯЭУ имеют режимы хранения при бездействии (стояночная коррозия). Это особенно важно для парогенераторов, так как стояночная коррозия может быть одйой из основных причин их повреждения. Нужно иметь в виду, что стояночная коррозия может усиливать коррозию при работе ЯЭУ, так как многие оксиды — продукты коррозии, накапливаясь при стоянке, прев- 269
ращаются в «аккумуляторы» кислорода, которцй при работе установки усиливает коррозию. Методы предотвращения стоя- ночной коррозии разнообразны и заключаются в различных способах «консервации» неработающего оборудования. Коррозия под напряжением (коррозионное растрескивание). Коррозионное растрескивание возникает при одновременном действии растягивающих напряжений и агрессивной среды (во- ды, пара), имеющей хлорид-ионы, кислород или высокую кон- центрацию (до 4—6%) едкой щелочи. Обычно трещины прохо- дят по зернам металла и направлены перпендикулярно глав- ным растягивающим напряжениям. Коррозионному растрески- ванию подвержены только аустенитные стали. Общепризнан электрохимический характер коррозионного растрескивания, но нет единого мнения о первопричинах, вызывающих локали- зованный электрохимический процесс. Наиболее распростране- на следующая гипотеза возникновения локализованного про- цесса: известно, что для аустенитных сталей под действием растягивающих напряжений деформация приводит к перестро- ению кристаллической решетки, из-за чего у-фаза переходит ,в а-фазу; тогда в результате локальных растягивающих напря- жений происходят локальные деформации, вызывающие пере- вод в а-фазу; при наличии хлорид-ионов образуется хлорное железо, которое интенсивно растворяется, образуя первичные микротрещины. Основными факторами, влияющими на скорость коррозии под напряжением, являются: температура, напряжения и де* формации, состояние поверхности, химический состав стали, коррозионная агрессивность среды. С увеличением температуры скорость коррозионного рас- трескивания растет. В области высоких растягивающих напряжений время до разрушения мало зависит от их значений. При небольших на- пряжениях это влияние существенно. Минимальных напряже- ний, при которых коррозионное растрескивание не наступает, не установлено. Сильное сокращение времени до разрушения наблюдается при пластической деформации металла (накле- пе). Чем однороднее в физико-химическом отношении поверх- ность металла, тем медленнее возникают первичные микротре- щины. Поэтому электрополировкой можно увеличить время до появления трещин более чем в 2 раза. Механически полирован- ные поверхности растрескиваются значительно быстрее, чем травленые, так как при механической полировке на поверхно- сти создается пластически деформированный слой металла. Риски, царапины, вмятины и другие деформированные места поверхности становятся очагами зарождения коррозионных трещин. 270
Химические Цементы, входящие в состав стали, влияютна стабильность аусФе-нита. Чем он стабильнее, тем более стойка сталь против коррозионного растрескивания в воде высокой чи- стоты. При содержании никеля меньше 8% сталь имеет аусте- нитно-ферритную структуру, что означает большое содержание а-фазы и большие размеры зерен, т. е. общая коррозия увели- чивается, коррозионное растрескивание уменьшается. При по- вышении содержания никеля стабильность аустенита растет. По многим данным с увеличением содержания никеля до 50% коррозионное растрескивание не возникает. Так, сплав инко- нель (78% Ni) совершенно не подвержен коррозионному рас- трескиванию при высоких температурах и наличии в воде кис- лорода и хлорид-ионов. Содержание хрома слабо влияет на коррозионное растрескивание. Иногда уменьшение содержания хрома приводит к уменьшению коррозионного растрескивания, но полного прекращения его не достигается. Титан и ниобий уменьшают содержание углерода в аустените, делая его менее устойчивым, увеличивая тем самым коррозионное растрески- вание. Углерод—аустенитно-образующий элемент. При малых содержаниях углерода (менее 0,045%) сталь является феррит- ной, т. е. общая коррозия увеличивается, коррозионное рас- трескивание уменьшается. При содержании углерода более 0,045% коррозионное растрескивание также уменьшается. Та- ким образом, максимальное коррозионное растрескивание на- блюдается при содержании углерода 0,045%. Коррозионная агрессивность среды определяется содержа- нием кислорода и хлорид-ионов/. При отсутствии хлорид-ионов хлорное железо из а-фазы не образуется и коррозионное рас- трескивание не наблюдается. Чем больше хлорид-ионов, тем быстрее; образуются первичные микротрещины. При этом важ- ное значение приобретает кислород—активный катодный де- поляризатор, присутствие которого резко сокращает время до разрушения. Поэтому для аустенитных усталей требуется глубо- кое обессоливание и обескислороживание воды: содержание в воде хлорид-иона — не более 0,02 мг/кг, кислорода — не бо- лее 0,015 мг/кг. Основные способы борьбы с коррозионным растрескивани- ем: 1) повышение стабильности аустенита; наиболее успешно это достигается увеличением содержания в стали никеля; 2) возможно более полное удаление из воды кислорода и хло- рид-ионов; 3) совершенствование конструкции и технологии, исключающее пластические деформации и концентраторы на- пряжений на поверхности металла. Межкристаллитная коррозия. Межкристаллитной коррозии подвержены только аустенитные стали. Она происходит по границам зерен металла, находящегося в агрессивной среде. Внешний вид стали при этом не изменяется, поэтому обнару- 271
жить межкриюталлитную коррозию очень трудно, в результате межкристаллитной коррозии сталь становится хрупкой, что особенно опасно в условиях ЯЭУ. Аустен^ные стали подвер- гаются межкристаллитной коррозии только при определенных сочетаниях внутренних (химический и фазовый составы метал- ла) и внешних (характер коррозионной среды, температура) факторов. Основная причина межкристаллитной коррозии — возникно- вение гетерогенной электрохимической коррозии поверхности: граница зерен —анод, остальная поверхность — катод. Наи- большее распространение получила гипотеза обеднения хромом прилегающего к границам зерен твердого раствора. При тем- пературах 700—1100 К по границам твердого раствора Fe— —Сг—«Ni выпадают карбиды хрома Сг4С, Сг7С3 и др. Образо- вание карбидов именно по границам зерен происходит из-за наличия здесь центров кристаллизации, которыми становятся примеси и загрязнения. При образовании Сг4С 1% углерода связывает 16% хрома, при образовании Сг7С3 1% углерода связывает 10% хрома. Хром и углерод диффундируют из глу- бинных слоев зерен к границам. Так как скорость диффузии углерода значительно превышает скорость диффузии хрома, последний забирается прежде всего из прилегающих к грани- цам слоев, что обедняет их. Если хрома менее 8%, то пасси- вации не происходит, такие участки становятся анодами. По- скольку поверхность анодов значительно меньше поверхности катодов, скорость разрушения достаточно велика и возникают межкристаллитные трещины. Эта гипотеза хорошо объясняет большинство опытных данных. Основными факторами, влияющими на межкристаллитную коррозию, являются: химический состав стали, режим термо- обработки, коррозионная агрессивность среды. Чем больше содержание углерода в стали, тем больше об- разуется карбидов хрома, т. е. склонность к межкристаллит- ной коррозии увеличивается. Межкристаллитная коррозия не возникает при содержании углерода менее 0,009% (на прак- тике же его содержание не менее 0,005%). Титан, ниобий, ва- надий, тантал являются более энергичными карбидообразова- телями, чем хром. Они образуют карбиды при температурах 1475—1575 К, поэтому за время снижения температуры до 1075 К большая часть углерода выводится из твердого раство- ра. Обеднения границ хромом не происходит, и сталь будет стойка к межкристаллитной коррозии. При низких температурах отпуска (875—925 К) с увеличе- нием времени отпуска повышается склонность к межкристал- литной коррозии. При температурах больше 925 К склонность к межкристаллитной коррозии возрастает, но зато с увеличе- нием времени отпуска она уменьшается и при достаточной вы- 272
держке может\иече'знуть. Это объясняется сформулированной выше гипотезой: с уменьшением содержания углерода в зерне твердого раствора скорость его диффузии к границам уменьша- ется, а скорость дифф|узии хрома уменьшается незначительно, так как его количество в сотни раз больше количества углеро- да, т. е. со временем скорость диффузии хрома превысит ско- рость диффузии углерода, и (Процесс образования карбидов будет тормозиться нехваткой углерода. С этого момента гра- ницы зерен начинают обогащаться хромом. Наступит момент, когда содержание хрома достигнет значения, необходимого для пассивации границ зерен, и межкристаллитная коррозия ста- нет невозможной. Чем коррозионно-активнее среда (меньше рН, больше хло- рид-ионов и кислорода), тем быстрее возникает межкристал- литная коррозия). Основные методы предотвращения межкристаллитной кор- розии: уменьшение содержания углерода, продолжительный отпуск стали при температуре 1025—1175 К, легирование ста- ли титаном, ниобием, таеталом, уменьшение коррозионной ак- тивности воды. Перечислим основные способы борьбы с коррозией конст- рукционных материалов: 1) выбор химического состава материала, стойкого в усло- виях его применения; 2) выбор рационального «способа механической и термиче- ской обработки; 3) создание на поверхности защитных металлических и неметаллических покрытий и пленок; 4) выбор рациональной конструкции: минимум местных концентраций напряжений, .свобода термических расширений, устойчивая гидродинамика для избежания колебаний темпе- ратуры стенок, исключение неблагоприятных контактов разно- родных металлов, исключение застойных зон, исключение мест глубокого упаривания, что может .привести к высокой концент- рации агрессивных элементов; скорости должны быть такими, чггобы не было коррозионной эрозии; 5) применение анодной защиты; 6) обработка коррозионной среды для уменьшения ее агрес- сивности; 7) применение рациональных методов эксплуатации. 6.8. ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ СТАЦИОНАРНЫХ ЯЭУ В состав ЯЭУ на основе паротурбинного цикла входят па- рогенераторы, промежуточные теплообменники, конденсаторы, деаэраторы, регенеративные подогреватели, а также различно- го рода вспомогательные теплообменные аппараты: охладите- ли продувки, конденсаторы эжекторов и т. д. 18—7000 273
Рис. 6.42. Горизонтальный парогенератор насыщенного пара: / — корпус; 2 — пароотводящие патрубки; 3 — люк; 4 — трубный пучок; 5 — штуцера продувки; 6 — дистанционирующая решетка; 7, 8 — раздающий и собирающий коллек- торы; 9 — патрубок термокомпен^атора; 10 — слив из сепаратора; 11— закраина погруж- ного листа; 12 — патрубок; 13, 14 — крышки; 15 — жалюзийный сепаратор; 16 — термо- компенсатор ввода питательной воды; 17 — подвод питательной воды; 18 — погружной диет Парогенераторы. В двухконтурных установках с водо-водя- ным реактором под давлением используют парогенераторы, производящие сухой насыщенный или слабо перегретый пар. Можно «выделить две основные группы парогенераторов — го- ризонтальные и вертикальные. Отечественной промышленно- стью освоены горизонтальные парогенераторы для ВВЭР-440 и ВВЭР-1000. На рис. 6.42 приведена примерная конструкционная схема парогенератора для ВВЭР-1000. Основные характеристики па- рогенератора: тепловая мощность AfT = 750 МВт, влажность пара у^0,2%, доля расхода продувки рпр~0,5%, температу- ра питательной воды 493 К, расчетное давление в первом кон- туре 17,6 МПа, температура первичного теплоносителя на вхо- де и выходе 597 и. 563 К соответственно, давление .во втором контуре 6,3 МПа, масса парогенератора 300 т. Парогенератор представляет собой горизонтальный цилинд- рический сосуд / <с эллиптическими днищами общей длиной 13,5 м. Внутренний диаметр корпуса барабана парогенератора 4 м. Цилиндрическая часть разделена на три, обечайки, сред- няя из которых имеет увеличенную толщину, так как ослабле- на проходящими через нее цилиндрическими вертикальными коллекторами 7 и 8. Коллекторы служат для подвода и отвода 274
первичного теплоносителя. В них включены 15 648 труб гори- зонтального nyWa 4. Диаметр труб 12XU2 мм, средняя длина 8,9 м. Внутренний диаметр коллекторов в месте крепления труб 850 мм, толщина стенки 140 мм. Трубы завальцованы взрывом на всю толщину коллектора с последующей обваркой. Коллекторы к корпусу крепятся через термокомпенсаторы 9. Предусмотрена возможность доступа внутрь коллектора через люк в верхнем торце, заглушённый крышкой 14. Трубы пучка опираются на дистанционирующие решетки 6. Для выравнивания нагрузки зеркала испарения над пучком расположен погружной дырчатый лист 18 с закраинами 11. Питательная вода подается по трубе 17, введенной в корпус через термокомпенсатор 16. Сепарация пара происходит в на- клонных жалюзийных сепараторах 15. Отсепарированная жид- кость по трубам 10 поступает под уровень вдоль стенок корпу- са. Пар отводится через семь пар расположенных в шахмат- ном порядке пароотводящих патрубков 2. Вдоль нижней образующей корпуса размещены штуцера 5 периодической и непрерывной продувки и дренажа. На днищах парогенератора предусмотрены люки 3 для ремонта и обслуживания. Пароге- нератор опирается на две трехъярусные катковые опоры, до- пускающие продольное и угловое перемещения. Горизонтальный парогенератор такой же тепловой мощно- сти (750 МВт) для производства слабо перегретого пара (рис. 6.43) от рассмотренного выше парогенератора отличает- ся размещением в вёряней части корпуса за сепарационными устройствами дополнительного перегревательного пучка, кото- рый включен параллельно испарительному пучку в те же кол- лекторы, в их верхней части. Для распределения потоков грею- щего теплоносителя между испарительными и перегреватель- ными пучками в коллекторе размещено дросселирующее уст- ройство 8. В горизонтальном парогенераторе затруднено раз- мещение пароперегревателя, даже небольшого. Более удобны с этой точки зрения вертикальные парогене- раторы (рис. 6.44). В вертикальном корпусе по его оси разме- щен вертикальный коллектор, разделенный кольцевыми пере- городками 4 и 6 на раздающие и собирающие части. В коллек- торы включены спиральные трубные пучки: испарительный — нижний и перегревателъный — верхний. Возможен перегрев па- ра до ~575 К. Конструкция парогенератора обеспечивает работу и в режиме производства насыщенного пара. В этом режиме происходит двухступенчатая сепарация пара: первая ступень — циклоны, вторая ступень — вертикальные жалюзий- ные сепараторы. Подъемный и опускной потоки разделены шахтой 7, что обеспечивает организованную циркуляцию. Не- обходимость установки циклонов вызвана тем, что в вертикаль- ном парогенераторе значительно .меньше площадь зеркала ис- 18* 275
Рис. 6.43. Горизонтальный парогенератор с перегревом пара: 1 — коллектор; 2 — испарительная поверхность нагрева; 3 — ввод питательной воды; 4 — пароотводящий патрубок; 5 — перегревательная поверхность нагрева; 6 — жалюзийные сепараторы; 7 — трубы слива из сепаратора; .8 — дроссель парения, чем в горизонтальном. Это вызывает увеличение на- грузки зеркала испарения и .повышенный унос влаги, простых сепарационных устройств в этих условиях недостаточно. Габаритные размеры рассмотренных горизонтальных паро- генераторов являются предельными для транспортирования их по железной дороге. Вертикальные парогенераторы позволяют приблизительно удвоить мощность отдельного парогенератора (до jVt«!500 МВт). Вертикальные парогенераторы облегчают компоновку их с реактором. Использование цилиндрических 276
коллекторов в вертикальных парогенераторах является, по-ви- димому, оптимальным решением. Опыт эксплуатации за рубе- жом вертикальных парогенераторов с нижней плоской трубной доской показал склон- ность к разрушению ниж- них соединений труб с трубной доской вследст- вие скопления в придон- ной области различных примесей. К достоинствам вер- тикальных парогенерато- ров относится также то, что в их нижней части можно выделить эконо- майзерный участок. За счет этого, с одной сто- роны, повышается сред- ний температурный напор при неизменных пара- метрах теплоносителей первого и второго конту- ров, а в результате уменьшается необходи- мая поверхность нагрева. С другой стороны, со- храняя поверхность на- грева и температурный напор, можно повысить параметры пара во вто- ром контуре, увеличив тем самым располагае- мый перепад энтальпий на турбине. Для пароге- нераторов с U-образны- ми пучками (горизон- тальных и вертикальных) характерна большая раз- ница в длинах труб — до 30%. Это приводит к различиям температуры воды первого контура по трубам пучка (темпера- турная разверка) И уве- Рис. 6.44.. Вертикальный парогенератор: пмирнмтп нрпбуплимпй пп- / — выход пара; 2 — люк; 3 — вход питательной ЛИЧеНИЮ НеООХОДИМОИ ПО В0ДЫ; ^ б —перегородка; 5 — вход горячего теп- ВеОХНОСТИ НаГОева. Вер- лоносителя; 7 —шахта; 8 — патрубок периодиче- r „ r г ской продувки; 9 — патрубок непрерывной про- ТИКаЛЬНЫИ Парогенератор дувки; 10 — сепарационные устройства 277
f. t Рис. 6.45. Корпусной парогенератор ЯЭУ с реактором БН-350: а — испарительная секция: / — пароотводящий патрубок; 2 — жалюзийный сепаратор; 3 —корпус сепаратора; 4 — ввод питательной воды; 5 — трубная доска; 6 — уровень жидкого натрия; 7 — корпус; 8 — дефлектор; 9 — патрубок ввода натрия; 10 — направ- ляющий щит; /7 — патрубок выхода натрия; 12 — газовая полость; б —узел крепления трубки Фильда: 24 — внутренняя труба; 25 — наружная труба; 26 — вход воды; 27 — выход пароводяной смеси; в — пароперегреватель: 73 — патрубок входа натрия; 14 •*- патрубок выхода перегретого пара; 15— собирающая паровая камера; 16, 17 — крыш- ки; 18 — раздающая паровая камера; 19— патрубок подвода пара; 20 — патрубок выхо- да натрия; 21 — корпус; 22 — патрубок слива натрия; 23 — трубки теплообменной по- верхности позволяет создавать поверхность нагрева из труб оди- наковой длины, например, в виде ширм, расположенных в вер- тикальных радиальных плоскостях. Обогреваемый жидким металлом парогенератор для уста- новки с реактором БН-350 (рис. 6.45) состоит из двух испари- тельных секций и двух пароперегревателей. Испаритель пред- ставляет собой вертикальный цилиндрический сосуд диамет- ром 1,4 м с закрепленными в трубной доске 816 трубками Фильда. Трубки Фильда состоят из наружной трубы 32X2 мм и внутренней трубы 16X1,4 мм. Над трубной доской располо- жена паросепарационная полость с увеличенным до 2 м ди- аметром цилиндрической части. 278
Сепарация пара осуществляется в вертикальных жалюзий- ных сепараторах. Питательная вода подается в кольцевой кол- лектор и далее по опускным патрубкам поступает под уровень в сепарационном объеме. Циркуляция в трубках Фильда — естественная. Жидкий металл — натрий — в греющую камеру испарителя поступает через патрубок в нижнем эллиптиче- ском днище и выводится через боковой патрубок ниже уровня натрия. Уровень натрия не достигает трубной доски. Под труб- ной доской над уровнем натрия образуется подушка инертного газа — аргона. Такое решение предохраняет вальцовку труб от тепловых ударов. Кроме того, греющая камера с газовой по- душкой дополнительно выполняет роль компенсатора давления. Полная высота испарителя, включая греющую камеру и сепа- ратор, составляет 12,6 м. Пароперегреватель — кожухотрубный, U-образный, с раздельными трубными досками, с движением пара внутри 816 трубок диаметром 16X2 мм. Диаметр корпу- са 0,8 м, расстояние между осями трубных досок 1,0 м, высота пароперегревателя 4,5 м. Масса парогенератора 130 т. Горячий натрий при температуре 726 К поступает в меж- трубное пространство пароперегревателя и, перегревая пар, ох- лаждается до 689 К. Далее натрий поступает в греющую каме- ру испарителя, где охлаждается до 546 К. Питательная вода подается при температуре 429 К. В трубках Фильда происхо- дит кипение воды. Кратность циркуляции около 4,5. Давление пара в испарителе 5,5 МПа. Сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель и перегревается до температуры 708 К. Давление пара на выходе 4,9 МПа. Мощность парогенератора 200 МВт, паропроизводительность 76 кг/с, расход натрия 862 кг/с. В /качестве конструкционного материала в испарителе и перегревателе использована низколегированная сталь пер- литного класса 1Х2М. Другим вариантом на те же параметры является парогене- ратор с естественной циркуляцией с секционной конструкцией испарителя и пароперегревателя и общим горизонтальным ба- рабаном (рис. 6.46). Парогенератор имеет барабан-сепаратор диаметром 1800X60 «мм и длиной около 9 м со встроенными циклонами. По опускным трубам вода из барабана поступает к нижним раздающим коллекторам. В раздающие коллекторы включены U-образные испарительные секции, каждая из кото- рых представляет собой кожухотрубный теплообменник с дви- жением воды и пара внутри 19 параллельных трубок диамет- ром 22X2,5 мм. Средняя длина труб —около 3,4 м. Натрий движется противотоком в межтрубном пространстве. Диаметр корпуса секции 170 мм. Пароводяная смесь из испарительной секции по отводящим трубам поступает в барабан на сепара- цию. Сухой насыщенный пар из барабана поступает в U-об- разные секции пароперегревателя. Конструкция секции паро- 279
Рис. 6.46. Секционный парогенератор ЯЭУ с реактором БН-350: / — барабан-сепаратор; 2 — подводящая паровая труба; 3 — опускные трубы; 4 — подъемная труба; 5 — раздающий коллектор натрия; 6 — собирающий коллектор пере- гретого пара; 7 — перегревательная секция; 8 — раздающий паровой коллектор; 9 — испарительная секция; 10 — раздающий водяной коллектор; // — собирающий коллек- тор натрия перегревателя аналогична испарительным секциям, но отлича- ется размерами труб (19 трубок диаметром 18X2,15, длиной 6,9 м). Секции расположены симметрично относительно гори- зонтальной оси так, что в обеих ветвях происходит подъемное движение воды и пара и, опускное движение натрия. Секционная конструкция парогенератора имеет определен- ные преимущества по сравнению с корпусной. Прежде всего повышается надежность всего парогенератора, так как при разрушении, например, трубки в одной из секций разрушаю- щее или ослабляющее действие струй воды и, пара и реакции взаимодействия с натрием будет локализовано в пределах од- ной секции. Поврежденная секция может быть достаточно про- сто заменена, и работоспособность парогенератора будет вос- становлена. К недостаткам секционной конструкции следует отнести повышенную металлоемкость. Секционная схема парогенератора принята и в установке с реактором БН-600 (рис. 6.47). Парогенератор прямоточного типа состоит из 60 параллельных вертикальных секций. Каж- дая секция состоит из тр'ех параллельно расположенных моду- 280
Рис. 6.47. Секция прямоточно- го парогенератора: I — паросборная камера; 2— выход пара; 3 — раздающая камера про- межуточного пароперегревателя; 4 — вход пара в промежуточный пароперегреватель; 5— трубная до- ска; 6 — тепловая защита; 7 — дефлектор; 8— модуль промежу- точного пароперегревателя; 9 — компенсатор; 10 — вход натрия; II — выход перегретого пара; 12— собирающая камера промежуточ- ного пароперегревателя; 13 — дрос- сельное устройство; 14—раздающая камера питательной воды; 15 — вход питательной воды; 16 — со* бирающая камера перегретого па- ра; 17 —выход перегретого пара; 18 — вход натрия; 19 — модуль па- роперегревателя; 20 — модуль испа- рителя; 21 — трубки теплообмен- ной поверхности; 22 — раздающая камера пароперегревателя; 23 — вход пара в пароперегреватель лей: испарителя (в центре), первичного и промежуточного па- роперегревателей. Полная высота определяется высотой испа- рителя и составляет 16,8 м, расстояние между осями модулей — по 1,5 м, диаметр корпуса модуля 630 мм. Испари- тель и перегреватели выполнены из стали Х18Н9. Для компен- сации температурных удлинений корпуса снабжены сильфон- ными компенсаторами. Трубные доски со стороны натрия за- щищены массивными металлическими экранами для смягчения тепловых ударов в местах вальцовки труб. Вода и пар движут- ся в трубах, а натрий — в межтрубном пространстве. Тепловая мощность парогенератора 480 МВт. Натрий поступает в пере- греватели, а затем, смешиваясь,— в испаритель. Температура натрия на входе в пароперегреватели 793 К, на входе в испа- ритель 723 К, на выходе из испарителя 593 К. Давление ост- рого пара на выходе 13,75 МПа, а за промежуточным паропе- регревателем 2,45 МПа. Во всех рассмотренных случаях использованы одностенные трубы. В отдельных ответственных случаях, например в экспе- риментальных установках для теплообменников металл — вода, применяют трубы с двойной стенкой. На рис. 6.48 показан теплообменник с трубками Фильда. Пространство между вто- 281
рой и третьей трубами заполнено инертным газом (аргоном), что позволяет надежно контролировать (по появлению приме- сей в инертном газе) целостность теплопередающих поверхно- стей как со стороны металла, так и со стороны воды. Промежуточные теплообменники. Промежуточные теплооб- менники используются в многоконтурных схемах ЯЭУ для пе- редачи теплоты, например, из первого контура теплоносителю второго — промежуточного контура. Как указывалось в гл. 1, они применяются на АЭС с жидкометаллическим теплоносите- лем, на ACT и т. д. В зависимости от компоновки ЯЭУ проме- жуточные теплообменники могут быть встроенными (при инте- гральной компоновке) и выносными (петлевая компоновка). В первом случае теплообменный аппарат размещен в общем баке реактора (см. рис. 1.6) и находится в среде теплоносите- ля первого контура. Отпадает необходимость в коммуникациях (внешних трубопроводах) первого контура, а корпус разгру« жен от избыточного внешнего или внутреннего давления. В случае интегральной компоновки к габаритным размерам теплообменника предъявляются более жесткие требования. Теплообменник подвергается интенсивному реакторному излу- чению. При петлевой компоновке теплообменник имеет отдель- ный силовой корпус и связан с реактором трубопроводами. Отдельное расположение теплообменника допускает более ши- рокий выбор конструкционных решений, менее жестки требо- вания к габаритным размерам, возможно при необходимости отключение отдельного теплообменника, облегчаются условия ремонта. Стремление к локализации оборудования первого кон- тура, к уменьшению его массы и размеров заставляет разработ- чиков отдавать предпочтение интегральной компоновке первого контура со встроенными теплообменными аппаратами. На рис. 6.49 показана конструкция промежуточного тепло- обменника ЯЭУ с реактором БН-600. В баке реактора установ- лено шесть теплообменников. Каждый из них представляет собой вертикальный кожухотрубный теплообменный аппарат. Тешшпередающая поверхность состоит из 4974 труб диаметром 16X1,4 мм с гибами для компенсации температурных удлине- ний. Горячий теплоноситель первого контура — натрий — дви- жется в межтрубном пространстве сверху вниз, а теплоноси- тель второго (промежуточного) контура (тоже натрий) —в тру- бах снизу вверх. Трубы расположены по концентрическим ок- ружностям (28 радов) с радиальным шагом 21,5 мм и с шагом по окружности от 21,5 до 22,1 мм. Трубы включены в верхнюю и нижнюю плоские трубные доски. Длина труб между трубны- ми досками ~6,2 м. Трубы в пучке дистанционируются составными лентами из гладкого и волнового профиля. Для приварки дистанциониру- ющих лент используются 150 сплошных стержней, размещен- 282
Тру5a I TpyffaU Вход теплоносителя Рис. 6.48. Теплообменный ап- парат с трубами с двойной стенкой Рис. 6.49. Промежуточный теп- лообменник установки БН-600: /— биологическая защита; 2— кор- пус теплообменника; 3 — раздаю- щая камера натрия промежуточно- го контура; 4 — дроссельная (рас- пределительная решетка); 5 — тру- бы теплопередающей поверхности; 6 — дистанционирующая решетка; 7 — изгиб труб для компенсации температурных удлинений; 8 — внутренняя обечайка; 9 — верхняя трубная доска; 10 — опора тепло- обменника; // — трубка для дре- нажа натрия Вход На промежуток* I ноео контура А Вход На первого Контура- Выход На контура ных в пучке параллельно трубам. В центре теплообменного аппарата между верхней и нижней трубными досками разме- щена защитная труба, через которую проходит двухстенная опускная труба для подвода теплоносителя промежуточного контура — натрия —в нижнюю раздающую камеру между трубной доской и нижним эллиптическим днищем. Дополни- тельно в раздающей камере размещена распределительная решетка. Над верхней трубной доской находится собирающая 283
Рис. 6.50. Схема поверхностного конденсатора: 7 — корпус; 2 — трубная доска; 3 — задняя водяная камера; 4 — теплообменные трубки; 5 — передняя водяная камера; 6 — подвод охлаждающей воды; 7 — отвод охлаждаю- щей воды; 8 — пароподводящий патрубок; 9 — воздухоохладитель; 10 — отсос паровоз- душной смеси; 11 — конденсатосборник камера натрия промежуточного контура. Сверху камера ограни- чена пробкой биологической защиты. Отводящий канал нат- рия устроен концентрично с подводящей трубой. Форма отво- дящего канала исключает прямой прострел ионизирующего излучения от теплоносителя первого контура. Внешний цилинд- рический кожух аппарата имеет в верхней своей части перфо- рацию для входа натрия п'ервого контура в межтрубное прост- ранство, а в нижней части — выходные окна. Центральная труба не имеет жесткой связи с трубными дос* ками, а внешний кожух приварен только к верхней трубной доске, что вместе с гибами теплообменных труб обеспечивает в конструкции минимальные термические напряжения. Конденсаторы. Конденсаторы служат для конденсации от- работанного пара турбины при заданном вакууме. Они пред- ставляют собой преимущественно рекуперативные поверхност- ные теплообменники. В ЯЭУ используют в основном горизон- тальные конденсаторы (рис. 6.50). В корпусе / имеются труб- ные доски 2, в которых закреплены трубки 4. К трубным дос- кам примыкают водяные камеры охлаждающей воды. Пар в конденсатор поступает через патрубок 5, конденсируется на поверхности горизонтальных труб и собирается в конденсато- сборнике //. В паре всегда присутствует некоторое количество неконденсирующихся газов (воздуха) за счет присосов и про- дуктов радиолиза в одноконтурных установках. Для их удаления предусмотрен патрубок 10. Вместе с воздухом откачи- вается и некоторая часть пара. Для уменьшения объема отка- чиваемой смеси она переохлаждается з специально выделен- ном пучке 9, который называют охладителем воздуха. Конденсат в конденсатосборнике не должен переохлаждаться во избе- жание насыщения его газом. Поэтому воздухоохладитель должен размещаться на достаточном удалении от конденсато- сборника. Охлаждающая вода в конденсаторе совершает один 284
или несколько ходов — преимущественно, как показано на схе- ме, два хода. Пучок воздухоохладителя включается в первый ход воды. Температура насыщения в конденсаторе определяется соот- ношением TS2 = 6T+,AT+TlB9 где дТ— температурный напор на выходе воды из конденсато- ра; ДГ— нагрев воды в конденсаторе; Гц,— температура воды на входе. Величина ДГ зависит от кратности охлаждения т= = GB/Gn, т. е. от отношения расхода охлаждающей воды к рас- ходу пара. Обычно т=50-4-65. Давление пара в конденсаторе, соответствующее Ts2y принимается в зависимости от темпера- туры охлаждающей воды: Т1В1 К рк% кПа 283 2,8—3,4 288 3,8—4,8 293—298 5,9—6,8 В ЯЭУ с турбинами на влажном паре давление в конденса- торе может быть повышено из-за ограниченной пропускной способности последних ступеней цилиндров низкого давления (см. гл. 7). Продукт радиолиза воды — гремучая смесь — в одноконтур- ных установках поступает в конденсатор и удаляется в сильно разбавленном состоянии, не образуя взрывоопасной смеси. На- личие ее в паре при разработке конденсатора можно не учи- тывать. Пар и конденсат в одноконтурных ЯЭУ радиоактив- ны, поэтому конструкция конденсатора должна быть такова, чтобы не было застойных и тупиковых зон для конденсата и обеспечивалась полная дренируемость, возможность промывки при остановке. Работа, а следовательно, и конструкция конден- саторов многоконтурных ЯЭУ с перегревом пара перед турби- ной не отличаются от традиционных установок на органическом топливе. Конденсаторы установок на насыщенном паре отли- чаются повышенным расходом пара на единицу мощности. Основные принципы компоновки трубного пучка конденса- тора следующие. 1. Компоновка пучка с центральным или боковым отсосом воздуха должна быть такой, чтобы обеспечивать минимальные потери, на входе в пучок. 2. Трубный пучок выполняется в виде многократно сверну- той ленты симметрично относительно вертикальной оси конден- сатора с глубокими проходами на внешней стороне пучка. В глубоких внешних паровых проходах паровой поток обеспе- чивает регенеративный подогрев стекающего с трубок конден- сата и его деаэрацию. 285
3. Обеспечивается свободный доступ пара через боковые и центральные проходы в нижнюю часть лучка для регенерации и деаэрации стекающего конденсата. 4. Выбирается малая глубина пучка в направлении хода пара (12—16 труб при скоростях пара на зходе не более 100— 120 м/с). 5. Выделяется зона охладителя. 6. Для снижения парового сопротивления конденсатора соз- даются внутренние проходы для паровоздушной смеси. Прохо- ды должны иметь наиболее короткий и по возможности пря- мой путь к месту отсоса (откачки). 7. Обеспечиваются улавливание и отвод конденсата на про- межуточных уровнях по высоте пучка для предотвращения пе- реохлаждения конденсата и уменьшения парового сопротивле- ния пучка. Конденсаторы охлаждаются как пресной, так и соленой во- дой. Для конденсаторных трубок на пресной воде используется преимущественно латунь Л-68, а на морской воде — ЛО-70-1. В конденсаторах советских АЭС трубки выполнены из медно- никелевого сплава МНЖМ-5-1-1 (93% меди, 5% никеля, 1% железа; примеси — менее 0,3%), а трубные доски — из стали 12Х18Н9Т. Используются трубки диаметром 16—32 ,mim с тол- щиной стенки 1—2 мм. Скорость воды в трубках 1—2,5 м/с на пресной воде и до 1,5 м/с на морской. Точный расчет теплопередачи в конденсаторе затруднен из-за сложного пространственного распределения потоков и по- лей температур, наличия неконденсирующихся газов, напри- мер воздуха, вследствие присосов в конденсаторе и в цилинд- рах низкого давления турбины. Г. Г. Шкловер и О. О. Миль- ман для приближенного расчета коэффициента теплоотдачи в конденсаторах паровых турбин при конденсации пара на пуч- ках горизонтальных труб рекомендуют зависимость а/сн = 19П°^и1-°'5 (1+Z/2) V3 (f/F) о.1Бф (€r, gn), где cti — коэффициент теплоотдачи при конденсации чистого пара на одиночной горизонтальной трубе, определяется по за- висимости, приведенной в § 6.4; H=pn^0/(pngdH); Ni^ — число Нуссельта, рассчитанное для одной трубы; wno — скорость пара на входе, определяется по узкому сечению меж- ду трубками первого ряда; dH — наружный диаметр труб; Z — число ходов охлаждающей воды; f — площадь проходного сече- ния для пара в узком сечении между трубками по периметру трубного пучка; F=nndHL — площадь поверхности теплообме- на трубного пучка; п — число труб по периметру пучка; L — длина труб в пучке; ег — начальная концентрация неконденси- рующегося газа; gn — удельная паровая нагрузка поверхностей 286
теплообмена (расход пара, отнесенный к единице поверхности теплообмена). В случае характерных для конденсаторов паровых турбин начальных концентраций воздуха 10~3>ег>5-10_5 влиянием паровой нагрузки можно пренебречь и функция ф(ег, gn) ап- проксимируется зависимостью Ф(ег, £п)=0,68ег-°>04. В табл. 6.2 приведены основные характеристики некоторых отечественных конденсаторов, используемых на АЭС. Конденсаторы турбин К-220-44 и К-500-65/3000 (рис. 6.51) расположены по ЦНД турбин (подвальное расположение кон- денсаторов). Горизонтальная ось конденсатора направлена под углом 90° к оси, турбины. В конденсаторах применена симмет ричная относительно вертикальной оси ленточная компоновка пучка с боковыми проходами пара и центральным отсосом па- ровоздушной смеси. Скорость пара в периферийных рядах труб Таблица 6.2. Характеристики конденсаторов для АЭС Характеристика Тип турбины Число турбин на блок Тип конденсатора: 1 2 3 Расчетная температура охлаждаю- щей воды Tib, К: 1 2 3 Площадь поверхности теплообмена, м2: i 2 3 Число конденсаторов на турбину Среднее давление в конденсаторе, кПа: 1 2 3 Число трубок: 1 2 3 Длина трубок, м Диаметр и толщина трубки, мм Реактор ВВЭР-440 К-220-44 2 К-12150 К-10120 К-81170 295 285 278 12 150 10 120 8170 2 5,1 3,43 2,94 15612 12930 10 450 9 28X1 ВВЭР-1000 К-500-60 2 К-12180 — — 288 — — 12180 — 2 4 — 28X1 РБМК-1000 К-500-65 2 К-10120 — . 285 — 10120 4 3,92 __ „_ 12930 __ 28X1,5 287
50—60 м/с. Поверхность воздухоохладителя составляет около 10% суммарной поверхности охлаждения конденсаторов. Во внутренних проходах пучка установлены паровые щиты, по ко- торым попадающий на них конденсат отводится к трубным дос- кам и сливается по ним в нижнюю часть конденсатора. Кромки кюнденсатосборника выступают над днищем конденсатора на Рис. 6.51. Конденсаторы турбин К-220-44 и К-500-65/3000: / — трубный пучок; 2 — сливные трубки; 3 — тупиковый канал для пара; 4 — боковой канал для пара; 5 — паровые щиты; 6 — воздухоохладитель; 7 — правый конденсатор; 8 — отвод конденсата; 9 — перепуск; 10 — левый конденсатор; 77 — подвод охлаждаю- щей воды; 72 —слив охлаждающей воды; 13 — конденсатосборник; 14 — задняя водяная камера; 75 —пружинная опора; 16 — передняя водяная камера; 77 — вход сбрасываемо- го пара; 18 — вход отработавшего пара; 19 — переходный патрубок; 20 — приемно- сбросное устройство; 21 — отсос паровоздушной смеси 288
Рис. 6.52. Конденсатосборник: У —днище конденсатора; 2 — кор- пус конденсатосборника; 3 —дыр- чатый лист Вход отработавшего 3 пара d Т Нормальный уровень конденсата 15—20 мм. Конденсат, разлитый по днищу тонким слоем, омы- вается поступающим в нижнюю часть пучка паром, благодаря чему дополнительно деаэрируется. Сам конденсатосборник вы- полнен деаэрационным, струйного типа (рис. 6.52). Стекающий через «рай конденсатосборника конденсат поступает на дырча- тый лист. Струи конденсата омываются потоком пара, что обеспечивает дополнительную деаэрацию. В установках с тихоходной турбиной К-500-60/1500 (вари- ант) отработавший пар поступает в два боковых конденсато- ра, расположенных по обе стороны ЦНД (рис. 6.53). Каждый из конденсаторов соединен с четырьмя выхлопами с одной сто- роны ЦНД переходным патрубком, имеющим общий выхлоп на стороне конденсатора. Боковое расположение конденсатора позволяет значительно увеличить его поверхность теплообмена за счет увеличения ширины корпуса конденсатора. Регенеративные подогреватели. Регенеративные подогрева- тели являются теплообменными аппаратами, в которых за счет конденсации пара отборов' турбин происходит нагрев основно- го конденсата и питательной воды. Регенеративные подогрева- тели ЯЭУ изготовляют преимущественно с трубчатой поверх- ностью нагрева. Нагреваемый поток проходит в трубах, грею- щий пар конденсируется в межтрубном пространстве. Основ- ной поток конденсата и питательной воды при принятой в на- стоящее время концепции полной (100%) конденсатоочистки одноконтурных ЯЭУ не радиоактивен. Греющий пар в однокон- турных установках радиоактивен. Поэтому подогреватели од- ноконтурных ЯЭУ должны обладать повышенной герметично- стью, полной дренируемостью, их конструкция должна обеспе- чивать надежное удаление неконденсирующихся газов для предотвращения образования взрывоопасных концентраций гремучей смеси, возможность промывки при остановке. На рис. 6.54 приведены конструкция и схема ПНД-1800 для одноконтурных ЯЭУ. Подогреватель выполнен вертикальным с прямыми трубками с нижней плавающей трубной доской и поворотной камерой с нижним вводом пара и дренажа. Пар вводится в кольцевой зазор между корпусом и внешним кожу- 19—7000 289
Рис. 6.53. Боковые конденсаторы: /— трубный пучок; 2 — воздухоохладитель; 3 — паровые щиты; 4 — правый конденсатор; 5 — деаэрационное устройство; 6 — конденсатосборник; 7 — переходной патрубок; 8 — приемно-сбросное устройство; 9 — боковая опора; 10 — подвод к приемно-сбросному устройству; 11 —к атмосферному клапану; 12 — отсос воздуха; 13 — левый конденсатор; 14 — нижние опоры; 15 — выход охлаждающей воды; 16 — вход охлаждающей воды; 17 — нижний проток охлаждающей воды; 18 — верхний проток охлаждающей воды; 19 — вход пара в конденсатор хом и через отверстия в корпусе поступает в верхнюю часть трубной системы. Такая конструкция затрудняет попадание конденсата в паропровод при переполнении подогревателя. Внутренние перегородки обеспечивают поперечное омывание пучка паром. Образовавшийся конденсат стекает в нижнюю часть подогревателя. Часть поверхности теплообмена постоян- но находится под уровнем конденсата греющего пара и выпол- 290
12 3 Выход б) "* ! кондемта *i. Рис. 6.54. Общий вид подогревателя низкого давления (а) и схема дви- жения теплоносителей в нем (б): / — нижняя водяная камера; 2 — перего- родка трубной системы; 3 — ввод дрена- жа; 4 — дренирование межкорпусного про- странства; 5 —трубки; 6 — корпус; 7 — трубная доска; 8 — верхняя водяная ка- мера; 9 — вход нагреваемого конденсата; 10 — выход нагреваемого конденсата; // — отсос газовоздушной смеси; 12 — вход греющего пара; 13 — опорожнение трубной системы; 14 — отвод конденсата греющего пара няет роль встроенного охладителя дренажа, снижая его темпе- ратуру на 5—7 К. По основному конденсату (нагреваемой сре- де) подогреватель выполнен четырехходовым. Фланцы верхней и нижней камер, а также трубной доски и корпуса стянуты шпильками и обварены по гибким элементам (сварка «на ус»), что обеспечивает полную герметичность соединения. Все трубо- проводы к подогревателям присоединяются сваркой. 19* 291
Рис. 6.55. Общий вид подогревателя высокого давления (а) и схема дви- жения теплоносителей в нем (б): / — корпус с трубной системой — левая часть; 2 — вход греющего пара; 3 — промежу- точная водяная камера; 4 — выход питательной воды; 5 — корпус с трубной системой — правая часть; 6 — ввод дренажа; 7 — подвижная опора; 8 — выход конденсата греющего пара; 9 — отсос воздуха; 10— вход питательной воды; // — встроенный охладитель дре- нажа; 12— подогревательная часть поверхности теплообмена На рис. 6.55 приведена схема подогревателя высокого дав- ления для двухконтурных ЯЭУ с ВВЭР-1000 (турбина К-500-60/1500). Это горизонтальный аппарат с U-образными трубками диаметром 16Х1Д мм из нержавеющей стали, раз- вальцованными и обваренными в трубных досках. Водяная ка- мера расположена посередине между двумя одинаковыми по конструкции и площади теплообменной поверхности частями. Горизонтальная перегородка водяной * камеры приварена к трубным доскам и образует с ними жесткую конструкцию. Нижняя часть трубного пучка от основной его части отделена кожухом и образует охладитель дренажа. Трубы пучка опира- ются на дистанционирующие решетки. При входе пара установ- лен защитный парораздающий кожух, предохраняющий труб- ки от динамического воздействия пара. В центральной части трубного пучка по всей длине трубной системы расположено воздухоотсасывающее устройство в виде перфорированной тру- бы. Дренаж из подогревателя с более высоким давлением вво- дится через специальные штуцера в нижнюю часть корпуса. Для серийных блоков с реакторами ВВЭР-1000 (турбины К-1000-60/1500 и К-1000-60/1500-2) используются вертикальные подогреватели высокого давления. Ошбенность конструкции этих подогревателей состоит в том, что вместо водяных камер, как в рассмотренных выше ПНД и ПВД, в них применены вер- тикальные цилиндрические коллекторы, к которым присоединя- ются горизонтальные змеевики в виде стальных спиралей. 292
Рис. 6.56. Схема струйно-барбо- тажного деаэратора: / — подвод воды; 2 — смесительно- распределительное устройство; 3— пер- форированная тарелка; 4 — перепуск- ной диск; 5 — перфорированный лист барботажного устройства; 6 — сливные трубы; 7 — пароперепускное устройст- во; 8—слив деаэрированной воды; 9 — подвод пара; 10 — сегментное отвер- стие для подачи воды в барботажное устройство; // — выход парогазовой смеси; п — направление движения па- рогазовой смеси; с — направление дви- жения пара через перепускное устрой- ство Деаэраторы. Деаэраторы < служат для удаления из пита- тельной воды растворенных газов путем нагрева до температу- ры, близкой к температуре насыщения при давлении в деаэра- торе. Возможно использование деаэраторов двух типов: с пред- варительным перегревом воды на 10—15 К в специальном по- верхностном теплообменнике и последующим впрыском воды в объем деаэратора — деаэраторы перегретой воды и деаэрато- ры смешения, когда подогрев и деаэрация в аппарате идут од- новременно. В ЯЭУ используются деаэраторы смешивающего типа. Давление в деаэраторе обычно 0,4—0,7 МПа. Недогрев воды до кипения составляет около 0,25 К, конструкция деаэ- ратора (деаэрационной колонки) струйно-барботажного типа приведена на рис. 6.56. Вода, подлежащая деаэрации, подает- ся в верхнюю часть колонки и последовательно сливается через дырчатые щиты — тарелки с отверстиями диаметром 5—6 мм, что обеспечивает дробление воды на струи малого диаметра. Тарелки выполнены двух типов — с большим свободным прохо- дом в центре и по периферии. В нижнюю часть колонки подается греющий пар отбора тур- бины, давление :в котором значительно (до 50%) превышает давление в деаэраторе на номинальном режиме. Пар барботи- 293
рует через слои жидкости на барботажном устройстве, где про- исходят основной подогрев воды и ее деаэрация. Несконденси- рованный пар проходит через расположенный выше струйный отсек. Здесь прошедший через барботажный отсек пар конден- сируется. На барботаж подается строго оптимальное количест- во пара, что устанавливается автоматически с помощью гидро- статического саморегулирующегося перепускного устройства. При повышении давления в камере под барботажным устрой- ством избыточный пар поступает в струйный отсек, минуя бар- ботажный слой (на рис. 6.56 по стрелке с). Выделившиеся газы вместе с частью пара — так называемый выпар—отсасываются из верхней части деаэратора. Расход пара с выпаром достигает 10 кг на 1 т деаэрируемой воды. В деаэратор вводятся потоки конденсата с разной температу- рой— основной поток, дренаж подогревателей высокого давле- ния (на рисунке не показаны) и т. д. Место ввода по высоте деаэратора снижается с повышением температуры, поступаю- щей на деаэрацию воды. 6.9. ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ СУДОВЫХ ЯЭУ В .судовых ЯЭУ применяются теплообменные аппараты раз- личных типов, конструкций и назначения. К судовым аппара- там предъявляются специфические требования, обусловленные особенностями их работы. Ниже приведены основные из них. 1. Высокая надежность, обеспечивающая длительную, не- прерывную и безопасную работу ЯЭУ. Это — главное (абсо- лютное) требование. Ни одно из других требований не может быть выполнено за счет надежности. 2. Возможно меньшие габаритные размеры и масса аппара- та, позволяющие повысить технико-экономические показатели судна (уменьшить долю водоизмещения, занятую ЯЭУ; сни- зить стоимость постройки). 3. Высокие маневренные качества, под которыми понимает- ся способность теплообменного оборудования к быстрому из- менению мощности от минимальной до полной и наоборот, а также к быстрому вводу в работу из холодного состояния. Маневренные возможности теплообменных аппаратов не долж- ны ограничивать маневренные возможности других элементов ЯЭУ (реакторов, турбин и др.). 4. Возможность длительной работы при качке, длительных кренах (до 40—50°) и дифферентах (7—10°) судна. 5. Достаточная ударостойкость теплообменного аппарата, т. е. способность воспринимать динамические нагрузки, возни- кающие при качке, посадке судна на мель, столкновении и т. п. 294
6. Низкие гидравлические сопротивления теплообменных ап- паратов, что необходимо как для уменьшения мощности цир- куляционных и питательных насосов, т. е. снижения их массо- габаритных характеристик и повышения КПД установки, так и для повышения надежности установки из-за создания лучших условий для развития естественной циркуляции, дающей воз- можность обеспечить пуск, расхолаживание и даже работу па- ропроизводящей установки на режимах частичной нагрузки, об- легчающей прохождение аварийных режимов при внезапном обесточивании циркуляционных насосов. В судовой ядерной паротурбинной установке (ПТУ) основ- ным теплообменным аппаратом является парогенератор, кото- рый обязательно присутствует в двух- и трехконтурных схемах. В установках с кипящим реактором, выполненных по однокон- турной схеме, возможно применение парогенератора для полу- чения пара пониженных параметров. Остановимся на основных особенностях работы парогене- раторов судовых ЯПТУ. 1. В судовых ПТУ на органическом топливе небольшие про- течки пара в котлах и трубопроводах лишь осложняют обслу- живание установки, но не приводят к необходимости вывода ее из работы. В судовой ЯЭУ даже микротечи теплоносителя в контур рабочего тела в парогенераторе вызывают повышение уровня радиоактивности в обитаемых машинных судовых отсе- ках и делают затруднительным или невозможным обслужива- ние энергетической установки. Поэтому при любой течи тепло- носителя в трубной системе секция парогенератора или паро- генератор целиком отключается и заменяется. Это значительно повышает стоимость эксплуатации судовой ЯЭУ. 2. Пульсации температур стенок труб парогенератора вызы- вают появление коррозионно-усталостных трещин и нарушение герметичности первого контура. Вследствие сложности или не- возможности ремонта трубной системы парогенератора значи- тельно более высокие требования предъявляются к обеспече- нию стабильности потоков теплоносителя и рабочего тела в парогенераторах судовой ЯЭУ по сравнению с обычными паровы- ми котлами. Поэтому один из важнейших вопросов конструиро- вания парогенератора судовой ЯЭУ— обеспечение режимов течения теплоносителя и рабочего тела, исключающих пульса- цию или расслоение пароводяной смеси, попеременное омыва- ние поверхности труб водой и паром. 3. В парогенераторах судовой ЯЭУ с водяным теплоносите- лем коэффициенты теплоотдачи с обеих сторон поверхности на- грева соизмеримы, а в паровых котлах обычных установок ко- эффициент теплоотдачи со стороны газов несоизмеримо мал по сравнению с коэффициентом теплоотдачи со стороны воды. 295
Поэтому несмотря на сравнительно небольшой температурный напор тепловые нагрузки поверхности нагрева парогенератора ЯЭУ и температурные напряжения в трубках достаточно боль- шие. Учитывая высокое давление водяного теплоносителя перво- го контура, следует констатировать весьма высокую механиче- скую напряженность материала основных элементов парогене- ратора. Поэтому при выборе схемы потоков теплоносителя и рабочего тела следует избегать высоких локальных темпера- турных напоров между теплоносителем и рабочим телом, т. е. высоких локальных тепловых нагрузок и температурных на- пряжений в трубках парогенератора; наложения растягиваю- щих напряжений от перепада давлений и температурного гра- диента. Это в полной мере относится и к парогенераторам с другими теплоносителями (жидкометаллическим, газовым, органическим). 4. При использовании жидкого металла в качестве теплоносителя судовой ЯЭУ к конструкции парогенератора предъявляются специфические требования, а именно: при применении щелочных металлов конструкция трубной системы парогенератора должна исключить возможность пря- мого контакта воды с металлом (с помощью двойных трубных досок и т. п.); при применении металлов, имеющих относительно высокую температуру плавления (литий, свинец, висмут), конструкция парогенератора должна исключать возможность затвердения жидкого металла при работе установки; при применении тяжелых металлов (ртуть, свинец, висмут) масса теплоносителя в парогенераторе может превышать мас- су самого парогенератора в сухом состоянии, поэтому нужно стремиться к уменьшению объемов внутренних полостей паро- генератора, в которых не происходит интенсивной передачи тепла. 5. Парогенераторы судовых ЯЭУ размещаются в необитае- мых судовых отсеках за биологической защитой, поэтому мас- са биологической защиты зависит от габаритных размеров па- рогенератора, а его конструкция должна быть приспособлена для автоматического (и дистанционного управления. В судовых ЯЭУ могут применяться парогенераторы любого типа. В эксплуатируемых судовых ЯПТУ используются парогене- раторы как с естественной циркуляцией рабочего тела [грузо- пассажирское судно «Саванна» (США), учебно-транспортное судно «Муцу» (Япония)], так и прямоточные [советские атом- ные ледоколы, рудовоз «Отто Ган» (ФРГ)]. Парогенератор с многократной организованной циркуляци- 296
ей имеет целый ряд особенностей, которые приводят к услож- нению конструкции, увеличению его массы и габаритов по сравнению с прямоточным генератором (ПГПР). К этим осо- бенностям относятся: наличие выносных сепараторов или внутрикорпусных сепа- рационных устройств; наличие в парогенераторах с многократной принудительной циркуляцией циркуляционного насоса; наличие в парогенераторах с многократной естественной циркуляцией необогреваемого спуска в виде опускных труб или каналов; значительный разнос по высоте сепарационного и испари- тельного объемов; достаточно большое сечение подъемной системы для сниже- ния ее сопротивления, особенно при большой кратности цирку- ляции; наличие автоматической системы 'поддержания уровня; наличие устройств, уменьшающих колебания уровня при крене, качке, дифференте. В свою очередь прямоточные парогенераторы имеют сле- дующие недостатки ,по сравнению с парогенераторами "с много- кратной циркуляцией: более высокие требования к питательной воде: общее сол-е- содержание не должно превышать 0,5 мг/кг для прямоточных парогенераторов и 10 мг/кг для парогенераторов с циркуля- цией; большие гидравлические сопротивления, особенно если при- меняется шайбование Tpiy6 для обеспечения их устойчивых ха- рактеристик при нагрузке 10—20%; ~ трудность конструктивного выполнения испарительной по- верхности при разумных скоростях воды на входе и пара на выходе, особенно при низких давлениях в парогенераторе; худшие возможности предотвращения пульсации или рас- слоения пароводяной смеси, особенно если сравнивать с паро- генераторами, имеющими большую кратность циркуляции (20 и более); худшие возможности обеспечения аварийных режи- мов из-за малых запасов воды в трубной системе парогене- ратора. Важно также то, что при регулировании реактора по прог- рамме «температура постоянна, расход переменный» в прямо- точном парогенераторе с уменьшением нагрузки (паропроиз- водительности) уменьшаются доли экономайзерного и испари- тельного участков, но увеличивается доля пароперегревательно- го участка. Это позволяет обеспечивать на частичных нагрузках давление перед турбиной, наиболее целесообразное для работы паротурбинной установки (например, постоянное). В парогенераторах с многократной циркуляцией при таком же 297
регулировании реактора поверхность теплообмена каждого из участков (экономайзерный, испарительный, пароперег,реватель- ный) остается постоянной. В результате при уменьшении паро- производительности давление перед турбиной в этом случае растет, а это нежелательно(противоестественно) для работы паротурбинной установки: снижается КПД, усложняется ре- гулирование турбины, растет масса турбины и трубопроводов, увеличиваются затраты энергии на работу питательного насо- са и т. п. Чтобы иметь постоянное давление перед турбиной на частичных нагрузках, в установках с парогенератором с цир- куляцией рабочего тела необходимо регулировать реактор по программе «температура переменная». Это приводит к увели- чению размеров компенсатора давления, усложнению системы автоматического регулирования, ухудшению температурных условий работы реактора. Таким образом, по совокупности своих свойств прямоточ- ный парогенератор предпочтительнее для судовой ЯЭУ, чем па- рогенератор с многократной циркуляцией. Рассмотрим в качестве примера конструкцию прямоточно- го парогенератора, разработанную английской фирмой «Де Ха- виленд» для судовой ЯЭУ валовой мощностью 20 МВт. Теп- Вход питательной воды Вход холодного* газа в газодувку. Уа Выход Т парсе Виход газа газа Рис. 6.57. Прямоточный паро- генератор блочной конструк- ции: / — диффузор и выходной канал газодувки: 2 — корпус парогенера- тора; 3 — высокочастотный герме- тичный электродвигатель: 4 — ра- диальный подшипник с газовой смазкой; 5 — упорный подшипник с газовой смазкой: 6 — электропи- тание двигателя; 7 — змеевик во- дяного охлаждения статора двига- теля; 8 — осевая газодувка; 9 — трубный пучок; 10 — невозвратный клапан 298
ловая мощность газоохлаждаемого реактора 75 МВт. Тепло- носитель первого контура — гелий при давлении 7 МПа. Тем- пература гелия на входе в реактор 473 К, на выходе из реак- тора 973 К, расход гелия через реактор 30 кг/с. Установка трехпетлевая, т. е. на реактор приходится три парогенератора. Парогенератор и одноступенчатая газодувка выполнены в едином блоке (рис. 6.57). Подвод и отвод гелия осуществлен в нижней части корпуса парогенератора по системе «труба в трубе». Поверхность теплообмена состоит из 30 трехзаход- ных цилиндрических змеевиков (т. е. 90 параллельно включен- ных труб), помещенных один в другой и имеющих одинаковый шаг по высоте. Эти змеевики образуют шахматный пучок. Трубки диаметром 20 мм закреплены в крышке парогенерато- ра, так что трубная система может быть полностью заменена. Температура питательной воды на .входе в парогенератор со- ставляет 463 К. Производительность парогенератора 10 кг/с (36 т/ч) перегретого пара при давлении 4,21 МПа с температу- рой 733 К. Схема взаимного движения теплоносителя и рабо- чего тела — противоток. Для отключения парогенератора (на- пример, при возникновении течи в трубной системе) имеется невозвратный клапан, при закрытии которого прекращается циркуляция гелия, что исключает возможность пережога тру- бок. Достаточно высокое давление гелия >в контуре, расположе- ние газодувки в крышке парогенератора позволили получить небольшое гидравлическое сопротивление: суммарная мощ- ность трех газодувок составляет 350 кВт, т. е. 0,47% тепловой мощности реактора. Размеры парогенератора также невелики: диаметр корпуса — около 1,2 м, габаритная высота 3,0 м. 6.10. ТЕПЛООБМЕННЫЕ АППАРАТЫ КОСМИЧЕСКИХ ЭНЕРГОУСТАНОВОК Теплообменники—неотъемлемая часть космических энер- гоустановок различных классов (см. § 1.4). В них осуществля- ются нагрев или охлаждение жидкостей и газов, испарение жидкостей и конденсация паров различных веществ. Разраба- тываются теплообменники для нагрева или охлаждения псев- доожиженных сред, например состоящих из взвешенных в газе твердых частиц. Диапазон тепловых мощностей теплообменников космиче- ских ЯЭУ колеблется от единиц ватт до мегаватт. Температу- ра также изменяется в широких пределах — от криогенных до максимально возможных, которые определяются стойкостью конструкционных материалов. Наибольшее распространение в космических ЯЭУ получи- 299
7 в 9 10 Н 12 I 15 3 S 6 1 \ Рис. 6.58. Прямоточный парогенератор: / — сильфон- 2 7 — подводящие патрубки; 3 — подводящий коллектор; 4, 10 — кольце- вые перегородки; 5, 9— дефлекторы; 6, // — отводящие патрубки; 8 — трубная доска; 12 — теплоизолирующий слой; 13 — кожух ли прямоточные теплообменники кожухотрубного типа. Такие теплообменники могут быть парогенераторами, позволяющими вырабатывать перегретый пар, регенераторами, служащими для повышения КПД установки, либо конденсаторами, обеспе- чивающими конденсацию рабочего тела после его расширения в турбине. На рис. 6.58 изображена одна из возможных конструкций прямоточного парогенератора. Это —кожухотрубный теплооб- менник с прямыми трубами и плавающей трубной доской. Здесь компенсация температурных удлинений осуществляется с помощью гибкого сильфона / относительно небольшого ди- аметра. Левая трубная доска 8 имеет возможность свободно перемещаться относительно корпуса. Теплоноситель первого контура попадает в парогенератор через подводящие патруб- ки 7, проходит через дефлектор 9 и, пройдя по межтрубному пространству и отдав свою энергию рабочему телу, обтекает кольцевую перегородку 10 и через отводящий патрубок 11 по- кидает парогенератор. Дефлектор 9 установлен для возможно 300
более равномерного распределения расхода теплоносителя по межтрубному пространству. Рабочее тело второго контура попадает в подводящий кол- лектор через патрубок 2. Такая конструкция подвода рабочего тела обеспечивает некоторое сокращение габаритной длины парогенератора. Из подводящего коллектора 3 через перфори- рованное подколлекторное кольцо рабочее тело попадает внутрь парогенератора, где проходит вокруг кольцевой перегородки 4У в которой закреплен дефлектор 5. После про- хождения дефлектора поток рабочего тела равномерно распре- деляется too всем трубкам трубного пучка. В трубах рабочее тело подогревается до температуры насыщения, испаряется и пар перегреваемся до требуемых температур. Перегретый пар покидает парогенератор через пароотводящий патрубок 6. Снаружи корпус парогенератора покрыт теплоизолирую- щим слоем 12, который в свою очередь защищен от неблаго- приятных внешних воздействий тонким кожухом 13. Кроме сильфонных компенсаторов температурных удлине- ний в кожухотрубных теплообменниках космических ЯЭУ на- ходят применение и линзовые компенсаторы, устанавливаемые на корпусе, которые могут быть совмещены с одним из коллек- торов (упругий коллектор). Пр'И конструкторском тегилогидравлическом расчете целесо- образно проведение серии вариантных расчетов, чтобы полу- чить методом последовательных приближений теплообменник оптимальной формы, габаритных размеров, массы. Если в техническом задании не наложено никаких ограни- чений на форму и габаритные размеры теплообменника, то наиболее приемлемыми следует считать отношения длины к диаметру от 2 до 5. Если давление одной среды значительно выше давления другой, то целесообразно среду с более высоким давлением на- править внутрь трубок. При этом .масса теплообменного аппа- рата, как правило, уменьшается. Это объясняется в основном тем, что требования технологичности, накладываемые на выбор толщины стенки трубки, приводят к тому, что толщину стенки трубки принимают большей, чем требуется по условиям их прочности. Например, из результатов прочностного расчета следует, что толщина стенки трубки должна быть всего 0,1— 0,3 мм. Но при такой толщине стенки трубки возникают труд- ности технологического характера: концы трубок при. заделке их в трубную доску подгорают, а при заделке пайкой возмож- но растворение припоем тонкой стенки. Поэтому для повыше- ния технологичности и надежности конструкции рыбирают тол- щину стенки трубки, на уровне 0,8—1,2 мм. При. этом для ко- жухотрубных теплообменников космических ЯЭУ внутренний диаметр трубок выбирают в диапазоне 6—12 мм. 301
Надо иметь в виду, что скорость пара или газа на выходе ггрубок должна быЧъ значительно ниже скорости звука а. Из- вестно, гчто а=У*р/р, где k=cp/cv — отношение теплоемкостей, а р и. р\—давление и плотность сре1ды на выходе из трубок. Для теплообменников космических ЯЭУ, включая парогенера- торы, скорость среды на выходе из трубок не должна превышать (0,l-f-0,2)a, чтобы избежать чрезмерных гидравлических по- терь. Возможны случаи, когда теплоноситель с высоким давлени- ем целесообразно направлять в межтрубное пространство, а с низким — в трубки. Например, когда теплоноситель с низ- ким давлением имеет значительно более высокую температуру, чем нагреваемое рабочее тело. Температура греющего теплоно- сителя может 'быть настолько велика, что будет необходимо применять наиболее термостойкие материалы /типа молибдена и его сплавов. Выполнить из такого сплава трубки и впаять их в трубную доску существенно проще, чем создать из таких ма- териалов корпус теплообменника. Кроме того, в этом случае снижаются тепловые потери со стенок теплообменника. КПД /космических ЯЭУ обычно не превосходит 20—25%. Поэтому отводимая мощность составляет не менее 75% выде- ляемой источником тепла. Кроме того, необходимо отводить теплоту от комплекса бортового оборудования и приборов, пи- таемых электроэнергией, для поддержания заданного темпера- турного уровня. Если космический аппарат обитаем, то необ- ходим отвод теплоты и от систем жизнеобеспечения, так как один человек выделяет около 100 Вт .теплоты. Отвод теплоты с борта космического аппарата без потери рабочего тела возможен только тепловым излучением. Тепло- обменные аппараты, которые .предназначены для отвода тепло- ты из цикла космической ЯЭУ, или из кабины, или от другого объекта излучением в окружающее пространство, называют холодильниками-излучателями. Сформулируем требования к холодильнику-излучателю (ХИ). 1. Температура излучающей поверхности должна быть мак- симально возможной, чтобы излучатель имел минимальные маосогабаритные характеристики; это требование вытекает из закона Стефана — Больцмана, связывающего количество теп- лоты N, отводимой ХИ, с площадью его поверхности Fn и тем- пературой Ти: N=FHEoTn4, где е —степень черноты излучающей поверхности (отношение плотности потока излучения серого тела к плотности потока 302
излучения абсолютно черного тела); а — постоянная Стефана— Больцмана, равная 5,67-10"8 Вт/(м2-К4). Таким образом, раз- меры ХИ обратно пропорциональны четвертой степени темпе- ратуры его поверхности. Поэтому стремятся создавать косми- ческие ЯЭУ с максимально высокими температурами цикла, Чтобы поверхность ХИ была нагрета до высоких температур. Но и при э'тих условиях трудно создать ХИ, размеры которого (были бы приемлемыми для космического аппарата, запускае- мого с Земли. 2. Должна быть обеспечена высокая степень черноты самой доверхности ХИ или специального покрытия, которое должно .быть надежно сцеплено с материалом поверхности излуча- теля. 3. Необходимо обеспечить минимальную массу излучателя, т. е. необходимо .сочетание высокой теплопроводности конст- рукционных материалов с ^малой плотностью и большим сопро- тивлением метеорным ударам. 4. Необходима высокая жаровакуумостойкость материа- лов ХИ. 5. В стартовом состоянии ХИ должен иметь минимальные габаритные размеры, удобные для установки его в ракету-но- ситель. 6. Конструкция ХИ должна давать возможность отключать его некоторую часть, в которой нарушилась герметичность вследствие метеорных пробоин или по другим Ьричинам. Холодильники-излучатели можно разделить на группы: а) по физическому состоянию теплоносите- ля: с жидким и газообразным теплоносителем; в космических ЯЭУ, как правило, используются излучатели с жидкометалли- ческим теплоносителем, хотя могут быть и такие, в которых жидкий теплоноситель отсутствует, а теплота к излучающей поверхности передается теплопроводностью (см. § 1.4); б) по компоновочной схеме: развертывающиеся и нер азвертывающиеся; в) по временному характеру потока, испус- каемого каждой частью поверхности ХИ; стацио- нарные, т. е. такие, в которых температура, а следовательно, и тепловой поток во времени не изменяется; нестационарные, т. е. такие, в которых температура (и тепловой поток) любой части излучателя циклически изменяется и поверхность ХИ то нагревается, то сбрасывает теплоту излучением. В настоящее время получили развитие только ХИ стацио- нарного типа: трубчато-оребренные и с использованием тепло- вых труб (ТТ). Трубчато-оребренные холодильники-излучатели. При кон- струировании трубчато-оребренных ХИ могут быть использо- ваны различные элементы. На рис. 6.59,а приведены варианты 303
Рис. 6.59. Элементы конструкции трубчато-оребренного ХИ: а — элементы конструкции излучающих панелей: / — канал теплоносителя; 2 — ребра; 3 — экран; б — коллектор: 1 и 2 — элементы коллектора; 3 — канал теплоносителя конструктивного выполнения излучающей поверхности. Тонкая алюминиевая или стальная перепонка приваривается или при- паивается к трубкам, выполненным из нержавеющей стали, ниобия или молибдена. Опасность пробоя трубки ХИ метеорами с последующим выходом его из строя требует уменьшения доли излучающей поверхности, приходящейся на элементы, омываемые теплоно- сителем, применения трубок с эксцентриситетом (см. рис. 6.59) и экранирования трубок. Оребрение каналов теплоносителя высокотеплопроводными излучающими ребрами или перемыч- ками сильно уменьшает опасность пробоя, так как в этом слу- чае основная часть излучающей поверхности приходится на ребра. Пробой же ребер не влияет на работоспособность ХИ. В трубчато-оребренных ХИ, как правило, реализуется кол- лекторный способ подвода теплоносителя к трубкам. Коллекто- ры (рис. 6.59,6) выполняются из двух элементов. Такая конст- рукция позволяет надежно выполнить и проверить сварной шов крепления трубки, так как допускает подход к зоне шва с обе- их сторон. Сам коллектор сваривают после вваржи труб в од- ну из его половин. Для облегчения соединения частей коллек- тора обе его половины имеют отбортовки. На практике используются ХИ разной геометрической фор- мы. Типовые компоновки трубчато-оребренных ХИ представ- лены на рис. 6.60. При использовании ХИ цилиндрической формы целесообразно применять трубки с о^гражателем, чтобы более эффективно использовалась поверхность трубок, обра- щенная внутрь. Если ограничивающими факторами ХИ 'явля- ются внешний диаметр и длина, то в заданном ограниченном объеме наиболее эффективен цилиндрический ХИ. Он наибо- 304
лее компактен и вместе с тем наиболее тяжел. Если такого ограничения нет, то наиболее эффективен плоский ХИ, так как у него нет взаимного облучения одних участков поверхности другими. Трубчато-оребренный ХИ может состоять из одной или не- скольких секций. В составе каждой секции (рис. 6.61) имеется .излучающая панель, состоящая из каналов с теплоносителем и скрепленной с ними сваркой, пайкой или клепкой излучаю- щей перепонки, а также из раздающего 1 и сборного 4 коллек- торов. При необходимости повысить жесткость панели к ней может быть прикреплен шпангоут. Из аналогичных секций мо- гут быть сконструированы ХИ различного вида. На рис. 6.62 представлена конструктивная схема кониче- Рис. 6.60. Типовые компоновки трубчато-оребренных поверхностей ХИ: / — космический аппарат; 2 — коллекторы; 3 — трубчато-оребренная поверхность; 4 — отражатель 20-7000 305
Рис. 6.61. Секция трубчато-оребренного ХИ: /, 4 — коллекторы; 2 — излучающая перепонка; 3 — канал теплоносителя; 5, 7 — трубо- проводы; 6 — шпангоут; 8 — узел крепления ского жесткого неразвертывающегося ХИ, применимого для космической ЯЭУ малой мощности. Хотя этот ХИ [прост по конструкции и при его изготовлении возможно использование автоматической сварки узлов, он громоздок и большое прост- ранство внутри используется неэффективно. Подобные кони- ческие ХИ использовались в первых космических ЯЭУ, в том числе в упоминавшейся в § 1.4 установке. В состав плоского развертывающегося ХИ {(рис. 6.63) вхо-
Рис. 6.63. Схема плоского развертывающегося ХИ: / — коллектор; 2 — трубки; 3 — излучающая перепонка; 4 — узел развертывания; 5 — отсечный клапан; 6 — мембрана; 7 — цапфа; 8 — подвижная секция; 9 — манжетное уплотнение; 10 — втулка; 11 — легкоплавкий металл; 12 — пружина дят два коллектора 7, трубки 2 с напаянными излучающими перепонками 3, образующими восемь секций по четыре с каж- дой ютороны, узлы (шарниры) развертывания 4 и отсечные клапаны 5. Отсечные клапаны позволяют отключить какую-ли- бо секцию при' метеорном пробое и там самым предупредить выход всего ХИ из строя. В стартовом (положении секции свер- нуты и удерживаются лепкой обечайкой, которая сбрасывается перед развертыванием. Такой ХИ можно выполнить достаточ- но большого размера, шричем плоская форма излучающей по- верхности весьма эффективна. Однако эта конструкция су- щественно сложнее, чем предыдущая, кроме того, трудно из- бежать потерь жидкометаллического теплоносителя во время разворачивания 1через не полностью герметичное манжетное уплотнение в шарнире (см. ниже). Разворот секций ХИ в пространстве производится с по- мощью узла (шарнира) развертывания. На рис. 6.63 этот узел изображен до .момента разворачивания (в стартовом положе- нии). Герметичность в этот момент обеспечивается тонкой над- резанной мембраной 6, приваренной к цапфе 7 и подвижной секции 5. После сброса обечайки разворачивание осуществля- ется пружиной 12, причем мембрана 6 разрывается. Уплотне- ние узла во время разворачивания производится манжетой 9, которая не обеспечивает полной герметичности!. При выходе излуча1теля на рабочий режим температура теплоносителя воз- растает. За счет этого плавится легкоплавкий металл // (на- 20* 307
Рис. 6.64. Конический развертывающийся ХИ в стартовом (а) и рабочем (б) состояниях: /, 2 — коллекторы жидкого металла; 3 — гибкие элементы (сильфоны); 4 — шарнир раз- вертывания; 5 — панель излучателя пример, свинец), его удельный объем увеличивается и, расши- ряясь, он плотно прижимает втулку 10 (заранее приваренную к подвижной секции 8) «к цапфе 7. Этим обеспечивается пол- ная герметичность при эксплуатации. Избежать потерь жидкометаллического теплоносителя при развертывании можно, если использовать шарнир «сухой» кон- струкции, как это сделано1, например, в развертывающемся ко- ническом ХИ (рис. 6.64). Здесь излучающая панель 5 выпол- нена из штампованных листов, сваренных между собой. По- дача жидкометаллического теплоносителя из коллектора в из- лучающую панель производится через гибкий элемент, напри- мер сильфон, минуя шарнир. Пример компоновки космической ЯЭУ со складывающимся ХИ приведен на рис. 6.65. Холодильники-излучатели на тепловых трубах. Развитая система теплообменных труб, включенных в общие коллекто- ры, предопределяет повышенную опасность выхода из строя ХИ из-за метеорного пробоя. Повреждение одной из труб при- водит к выходу из строя всей секции ХИ. Более надежными с этой точки зрения являются ХИ на. тепловых трубах. Принцип действия и устройство тепловой трубы. Тепловая труба (ТТ) представляет собой устройство с высокой эффективной теплопроводностью, значительно пре- вышающей теплопроводность известных твердых и жидких ма- териалов. Тепловая труба (рис. 6.66,а) состоит из замкнутой оболочки, чаще всего цилиндрической, фитиля (капиллярной структуры), который располагается на- внутренней поверхно- сти оболочки, «и рабочей жидкости, заполняющей поры капил- 308
Рис. 6.65. Газотурбинная космическая ЯЭУ со складывающимся ХИ: / — реактор; 2 — радиационная защита; 3 — турбогенератор; 4 — насосы; 5 — гибкие уча- стки трубопроводов; 6 — излучающие трубки; 7 — продольный стержень; 8 — шарнирный узел; 9, /0 — поперечные стержни; // — теплообменник ХИ; 12 — регенератор; 13 — теп- лообменник реактора лярной структуры. В центральной части тепловой трубы име- ется канал для прохода пара. Зона испарения помещается внутри источника теплоты. Отвод теплоты происходит в зоне конденсации. При нагревании ТТ в зоне испарения рабочее тело (например, натрий) испаряется и заполняет внутреннюю полость. Количество отобранной в зоне испарения теплоты оп- ределяется скрытой теплотой парообразования рабочего тела. Пар распространяется по ТТ и, конденсируясь на холодных стенках в зоне конденсации, отдает свою скрытую теплоту па- рообразования. Конденсат за счет действия капиллярных сил Зона Зона испарения конденсации Рис. 6.66. Тепловая труба: ^,7^Х1Ма: б-гомогенный фитиль; в-фитиль в виде канавок; г - артериальный фи- ТфГз^ов1н^ГкарТкРаУсбГ^Ге4ГЛЬ; *" В°ЗВРаТ ЖВДК°СТИ П0 *™ 4~"^ 5~ 309
возвращается в зону испарения, и процесс повторяется вновь. ТТ может работать при любой ориентации. Кроме того, так как основные дроцессы в ТТ—испарение и конденсация, то градиент температуры вдоль «ее оси мал и она нагрета равно- мерно. Это важно ,в тех случаях, когда необходимо поддержи- вать постоянной температуру поверхности (например, катоды ТЭП, горячие спаи ТЭГ, излучающие поверхности ХИ). Основное назначение фитиля — создание капиллярного на- пора; он также должен обеспечить равномерное распределе- ние жидкости по всей зоне испарения. Структура фитиля мо- жет быть гомогенной, с открытыми канавками и артериальной. Для гомогенных фитилей (рис. 6.66,6) используются метал- лическая сетка из нержавеющей стали, никеля, меди и алюми- ния, металлическая вата, спеченные материалы. В условиях невесомости часто применяются .также фитили в виде тонких продольных открытых канавок (рис. 6.66,в). Капиллярные ка- налы могут быть сделаны за одно целое с внешней оболочкой или выполнены в виде отдельной детали. Артериальные фитили находят применение в высокоэффективных ТТ для космиче- ских ЯЭУ. Их используют, когда необходимо перекачивание жидкости, вдоль трубы с минимальным перепадом давления. На рис. 6.66,г изображен артериальный фитиль ТТ, разрабо- танный фирмой IRD для Европейской космической организации .(ESRO). Эта ТТ обеспечивает передачу 15 Вт мощности на расстояние 1 м при перепаде температур не ^олее 6 К. Мате- риал корпуса — алюминиевый сплав, рабочая жидкость — аце- тон. Внутренний диаметр э'той ТТ 5,25 мм. Для достижения большого движущего напора фитиля шесть образованных фре- зерованием каркаса артерий закрывались мелкой сеткой. Этой !же сеткой выстилался корпус. При создании ТТ с артериальными фитилями необходимо Соблюдение следующих условий: 1) перед заполнением ТТ рабочей жидкостью последняя должна быть тщательно дегазирована, с тем чтобы исклю- чить возможность закупорки артерии неконденсирующимися газами; 2) чтобы предотвратить образование пузырьков в артерии, она не должна контактировать с обогреваемой стенкой; 3) необходимо иметь запасные артерии на случай возник- новения аварийных ситуаций; 4) восстановление заполнения артерии в космических вари- антах ТТ должно проверяться при» перегрузке в lg, поскольку в условиях невесомости заполнение будет rfxwiee легким. Если рабочей жидкостью ТТ служит жидкий металл, то он должен быть предельно чистым, в противном случае возмож- на закупорка |Пор фитиля. .Необходимая чистота достигается в'акуумным переплавом. 310
Таблица 6.3. Характеристики ТТ для различных температур источника тепла Т. К 420 610 670 920 990 Рабочая жидкость н2о Hg Cs К Na Материал ТТ Медь Нержавеющая сталь Титан Ni (сплав) Ni (сплав) т, к | 1370 1770 1870 2170 2270 Рабочая жидкость Na Zi Pb Ag Ag Материал ТТ Ниобий Мо (сплав) Nb (сплав) W (сплав) W (сплав) Re (сплав) Одно из главных условий обеспечения работоспособности ТТ — выполнение соотношения ДРкап макс^Држ+Дрп, где Аркапмакс — максимальное капиллярное давление, создавае- мое силами поверхностного натяжения; Држ — перепад давле- ния в потоке жидкости, необходимый для возврата жидкости в испарительный участок; Дрп — перепад давления в потоке па- ра, необходимый для перемещения пара от испарительного участка к участку конденсации. С помощью ТТ можно передавать значительные тепловые потоки. Например, осевой тепловой поток, передаваемый с по- мощью ТТ с литием в качестве рабочего тела, может достигать 15 кВт/см2. В табл. 6.3 приведены характерные температуры испари- тельного уч'астка ТТ, рабочие жидкости и конструкционные материалы ТТ, используемых в настоящее время. Отмеченные выше достоинства ТТ делают их перспективны- ми для использования не только в ХИ, но и в схемах космиче- Рис. 6.67. Холодильник-излучатель на тепловых трубах: а —с излучающей перепонкой; б — крепление ТТ в коллекторе; в —с поперечными ТТ- I. 2 — коллекторы; 3 — тепловая труба; 4 — излучающая перепонка; 5 —излучающая ТТ; 5—продольная ТТ ^ 311
£7Ср?Твых Рис. 6.68. К расчету трубчатого ХИ ских ЯЭУ с вынесенным из ре- актора преобразователем теп- лоты. Устройство холо- дильник а-и з л у ч а т е л я на тепловых трубах. В кон- структивном отношении ХИ на основе ТТ сходны с трубчато- оребренными ХИ, рассмотрен- ными выше. На рис. 6.67,а изо- бражена одна из возможных конструкционных схем ХИ на тепловых трубах. Он состоит из коллекторов 1 и 2, через ко- торые проходит жидкометал- лический теплоноситель и обогревает зоны испарения тепловых труб 3. Зоны конденсации ТТ вместе с излучающей перепонкой 4 сбрасывают теплоту излучением. На рис. 6.67,6 приведена конст- руктивная схема крепления ТТ в коллекторе. Существуют проекты ХИ, в которых предлагается заменить излучающие ребра (излучающую перепонку) набором попереч- ных ТТ малого диаметра, припаянных к продольным ТТ (рис. 6.67,в). Здесь поперечные ТТ кроме функции излучения тепловой энергии обеспечивают защиту от метеорных ударов, т. е. выполняют функцию экранов. Если поперечная ТТ будет пробита и потеряе'т герметичность, то она станет играть роль простого излучающего ребра. Следует подчеркнуть, что масса ХИ с ТТ становится замет- но меньше массы трубчато-оребренного ХИ с увеличением тре- бований по надежности. Тепловой расчет трубчатого холодильника- излучателя. Наиболее простым является случай, когда тем- пература поверхности ХИ по длине постоянна, но обсудим более общий случай (рис. 6.68), когда при теплоотводе температура теплоносителя Т по длине трубки ХИ падает, изменяются тем- пература излучающей поверхности Ги и плотность отводимого лучистого теплового потока. Рассмотрим, следуя О. Н. Фаворскому, передачу теплоты через элемент dx. Количество теплоты, отдаваемой теплоносителем, dN=—GcpdT. (6.35) Количество теплоты, воспринятой стенкой канала, dN=a(T—TCT)Tli:dxi (6.36) где UT=nd — внутренний периметр трубки. 312
Количество теплоты, прошедшей через стенку за счет теп- лопроводности, к dN = (т)(Г*~т»)1:{а+Ь)(1*> (6'37) где А, — теплопроводность материала стенки. В (6.37) мы пре- небрегаем влиянием кривизны стенки, так как б мала по срав- нению с диаметром трубки. Количество теплоты, излученной наружно^ поверхностью трубки (с учетом ее облучения потоком солнечной энер- гии <7с), dN = еоцэТи*П^х — qcAc cos у — dx, (6.38) где e — степень черноты поверхности трубки; а=5,67Х ХЮ~8 Вт/(м2-К4)—постоянная Стефана — Больцмана; т]э — коэффициент, учитывающий возможную температурную нерав- номерность, например при оребрении трубки; Пи=лО — пери- метр излучающей трубки; qc— плотность лучистого потока сол- нечной энергии ^например, на орбите искусственного спутни- ка Земли <7с=1,4 кВт/м2); Ас — (коэффициент поглощения из- лучения Солнца. В стационарных условиях (количества теплоты, определяе- мые уравнениями (6.35) — (6.38), равны друг другу. Из (6.37) и (6.38) имеем -у (Тст - Тя) * (d + б) dx = dx (в07]эГи4 Пи - ?СА cos у -^); ег — Ги = ЪТ77Г^~ТГГи — Qc—-cosy s k(YlT+7ld) ^ n ' Я(Пт + тг5) Обозначим Ъ 2 = А; qc —?- cos Y = Я- Тогда Гст=Ги+АГи4-?. (6.39) Приравняв (6.36) и (6.37), запишем а(Т-Тст)П^х = ^) (TCT-Tn)^(d + b) dx; Т Т Х(ПТ -\-пд) (Т т v # T = Tet+ *(nj + *e> (Гст-Ги), ОТта 313
Обозначим А,(Пт+я6)/(бПта)=В. Тогда Т=Тст+В(Тст—Г„). (6.40) Подставив (6.39) в (6.40), получим Т=Ги+АГи4-?+В (А Г„4—q) = Г„+АГИ4— -^+BArH4-B9=rH+7-H4A(l+B)-^(l+B). Таким образом, Г=Г„+А(1+В)Ги4-?(1+В). (6.41) Продифференцируем (6.41): dT dK = 1 + 4A(1 + B)7V В результате имеем й7=[1+4А(1+В)Ги3]^Г„. (6.42) Приравняем (6.35) и (6.38) и в (6.35) вместо dT подставим выражение (6.42). Тогда — GcDdT = юц/н4 Пи^а: — qcAc cos у -^- dx\ -[l + 4k(l+B)Ta*]dru = Tm*^--yiFa-qa ^c°s^" , где dFH=nHrf^. Обозначим A(l + B)-C; -£-4,-D; ^jl^L^^' и перепишем последнее равенство в виде —[l+4CrH3]drH=DrHWH—q'dF^ или -[1+4C7V№= (Dr„W№, откуда получим ( !+4СГи3 \dT dF (6.43) \ ?'—D7V / и и v ' Умножим обе части (6.43) на D: Г(1+4СУ)В1 L g'-DTH* \ После преобразования левой части имеем ( е+-7/) dT«=-шк> (6-44) где E=<77D. 314
Обозначим Ги4/Е=5*4. Тогда 7V=Ejt4; Т»=Е1'*х; dTK=E^dx; Г„3=Е3/4*3. В новых обозначениях (6.44) записывается как I—L- + -W-) Е1/4 dx = MFlf \E-Ex4 ^ Е—Ex* / или (_Ц- + -^иЧ Л = DE3/4 dFB. (6.45) \ 1-х4 1-х4 / Проинтегрируем (6.45) в пределах от ' и.вх ДО i и.вых ИЛИ ОТ Хвх до *вых. Будем иметь: для первого члена *вых J 1 — х* 4 1— хвых 1+х8Х 2 *вх Larctg*вх = -LIn Е./. + Ги-вь"[ Eil4~T"-BX + + -Larctg'Is&s. _ _Larctg ^Vf-; ~ 2 E,/4 2 EI/4 для второго члена 4СЕ3/4 Г -^-^ = СЕ3/41п-^^ = СЕ3/41п >"~ = вх = СЕ3/4 In ^ивх *~~~Е/^и.вх И.ВЫХ * ^' и.вых = 4СЕ3/4 In IbH. + СЕ3'4 In 1~Е/Г"-ВХ . Ги.вых 1-Е/Г4.вых С учетом коэффициентов, введенных ранее, выражение для площади излучающей трубки записывается в виде 1 D L4E3/4 pl/4 1/4 ]„ *- Т ' И.ВЧК Е ' И.В< 4Б3" Е'/4-Ги.вых Е'/ЧЛьвх + 4С1п Ги-вх +С1п— Li-JL_|. (6.46) 7-и.вых I—Е/Г* вых J 315
Выражение (6.46) позволяет определить площадь ХИ ,в наи- более общем виде. Длина излучающей трубки в этом случае 1=/7и/Пи. Значения Тивх и Гн.Вых определяются из уравнения (6.41) по известным значениямТвх и Гвых- Влияние внешнего облучения на удельную площадь холо- дильника-излучателя. Для оценки влияния солнечного облуче- ния на удельную площадь ХИ воспользуемся соотношением (3.106). Выражение для 1ЫИ имеет вид ^ + 3^=307? (принято, что y=0°, Ас=г). Тогда Соотношение (6.47) справедливо для случая, когда темпе- ратура Т2 поверхности излучателя постоянна. Проанализируем (6.47): для любых lr\t и е Тк/Ыи-+оо при аГ24->^с; следователь- но, при достаточно больших Г2, когда aT2**>qc, влияние сол- нечного облучения несущественно. Метеорная опасность в космосе и ее влияние на параметры холодильника-излучателя. ХИ в космосе подвергается опасно- сти пробоя метеорными телами, которые имеют распределение по массе, скорости, плотности и в пространстве. Мн1огие кос- мические объекты повреждались метеорными телами. Полага- ют, что метеорные удары вызываю^ не менее 10% всех повреж- дений космических аппаратов. Поэтому конструировать излу- чатель следует так, чтобы обеспечить заданную вероятность отсутствия пробоин. При проведении расчетов стойкости ХИ к метеорным уда- рам принято считать, что средняя скорость метеоров, сталки- вающихся с ХИ, составляет 20 jkm/c, а их эффективная плот- ность* 2,3—2,8 г/см3. Для расчета распределения метеорных тел ,по массе исполь- зуют формулу Уиппла п= Ю-14-48 (0,44/рм) ьз'т-1'84, (6.48) где п — число метеорных тел с массой, большей /л, попадаю- щих в единицу времени на единицу поверхности; рм — масса метеора; [п]=м~2-с-1; [рм]=г/см3; [т]=ч. Оценить глубину внедрения метеорного тела в стенку мож- но, применяя «инженерное» эмпирическое соотношение Герма- * Под эффективной понимают плотность, определяемую из условия, что если ее использовать в расчете, то получаются те же требования к защите, как и при действительном распределении метеорных тел по плотностям. 316
на--Джонса (результат статистической обработки большого числа опытных данных) А.0,«№„(1 + ^§1). (6.49, где А — глубина внедрения метеорного тела; d — размер (ди- аметр) метеорного тела; рм, f/M —его плотность и скорость со- ответственно; рст — плотность материала стенки; НВ — твер- дость материала стенки по Бринеллю. Для приближенной оценки относительной толщины непро- биваемой стенки можно пользоваться формулой Германа — Джонса, вводя коэффициент 1,5—2. Защита холодильника-излучателя с помощью экрана. Эф- фективным средством защиты ХИ от пробоя метеорными те- лами является экран — тонкая стенка, устанавливаемая перед ХИ, назначение которой — разрушить налетающее метеорное тело пр'и епо прохождении через экран. В этом случае площадь поражения основной стенки будет возрастать Сгак как оскол- ки метеорного тела разлетаются в виде сгустка), а глубина пробоя уменьшается. Многочисленные опыты по исследованию этого способа за- щиты свидетельствуют, что бз.ст+бэ«бн.ст/3, где бз.ст — толщина защищенной стенки; бэ — толщина экрана; бн.ст — толщина незащищенной стенки. Это соотношение спра- ведливо, если зазор между стенкой и экраном не менее чем в 10 раз бюльше диаметра ударяющего тела (надо иметь в ви- ду, что эффективность экрана растет с увеличением этого зазора). Если скорость ударяющего тела примерно 30 км/с, то общая толщина стенки и экрана получается минимальной в случае, когда экран в 7—10 раз тоньше стенки. Надежность работы холодильника-излучателя по отноше- нию к метеорной опасности. Проектируя ХИ, следует задавать количественные требования по надежности. Надежность космической ЯЭУ (в широком смысле) есть свойство, обусловленное ее безотказностью, ремонтопригод- ностью и долговечностью и обеспечивающее нормальное вы- полнение установкюй требуемых функций в заданном объеме <и в заданных условиях эксплуатации. Отказ космической ЯЭУ — событие, в результате которого полностью или частично утрачивается ее работоспособность. Безотказность космической ЯЭУ (или надежность в узком смысле) количественно характеризуется вероятностью P(t)> что в заданных режиме и условиях эксплуатации установка прюработает без отка1зов в течение времени t. 317
При проектировании ХИ нельзя ограничиваться проведени- ем только теплового расчета. Надо учитывать возможность ме- теорного поражения объекта и задавать заранее соответствую- щие требования по надежности, причем эти требования долж- ны задаваться системно, а не изолированно, так как нет смыс- ла иметь надежность ХИ на уровне, например, 0,9999, тогда как остальные элементы космической ЯЭУ имеют надежность, например, 0,99. Фактические распределения вероятностей событий аппрок- симируются моделями теории вероятности. Если число .испы- таний, при которых возможно только два исхода — успех или неудача, велико, а вероятность успеха при одном испытании Р мала, то используют пуассоновское распределение вероятно- стей событий. В нем определяется вероятность появления Xi исходов при ожидаемом числе событий М P(Xi) = Mxiexp(—MlxO). Таким образом, мы используем вероятностную модель реаль- ных статистических данных, хотя нельзя утверждать, что по- падание метеорных тел в ХИ является случайным. Тем не ме- нее эта модель оказывается удовлетворительной. Ожидаемое число ударов в единицу времени на единицу площади есть распределение метеорных тел по массе я, опи- сываемое соотношением Уиштла (6.48). Тогда полное число ожидаемых ударов за время работы Хи т (с) на его площади F„ (м2) будет M=nFVLx. Так как мы приняли пуассоновское распределение вероятности событий, то вероятность того, что за время т произойдет Xi пробоин, Р (хг) = {nF^fi ехр (— nFHx/xn). Определим вероятность отсутствия пробоин. Это будет при xi=0: Р(0)=ехр(—/г/vr); так как Р(0) «1, то можно считать, что Р(0) = 1—nF„t. (6.50) Если соотношение (6.50) связать с распределением Уигопла (6.48) и, приняв для метеора форму куба с ребром L, пред- ставить его массу в виде т=рмА3(£/А)3, 318
то можно получить толщину стенки Д, которую не может про- бить с заданной вероятностью 'Р(О) поток метеорных тел, опи- сываемый распределением У-ип-пла (6.48): д = с...9.ш-(А)_1.(_Й_р (6.51) где [Д]=см; [рм]=г/см3; [/7и]=м2; [т]=с; С — коэффициент перехода к метеорному телу шарообразной формы- '(в первом приближении С=1). Влияние величин Рит и Р(0) на толщину стенки стального ХИ можно проследить на рис. 6.69. Видно, 'что для одних и тех же значений Fht возрастание требований по надежности ведет к быстрому росту массовых характеристик ХИ. Материалы, применяемые для изготовления теплообменни- ков космических ЯЭУ. Конструкция и условия работы тепло- обменных аппаратов обусловливают требования, предъявляе- мые к материалам, которые применяются для их изготовления. Используемые материалы должны отличаться высокой корро- зионной и эрозионной стойкостью, жаропрочностью, хорошими технологическими свойствами; достаточной пластичностью, (чтобы можно было изготовлять детали штамповкой, вытяж- кой, гибкой), удовлетворительной свариваемостью (так как большинство соединений в рассматриваемых теплообменниках выполняются неразъемными при помощи сварки), сохраняемо- стью свойств при циклических нагревах (при многократных включениях космических ЯЭУ), а также при изготовлении от- дельных элементов -или узлов пайкой твердым припоем, когда температура нагрева этих узлов в печах достигает значений, близких к температуре плавле- ния материалов, из которых узлы изготовлены. Основными материалами для изготовления теплообмен- ников космических ЯЭУ явля- ются нержавеющие стали, сплавы на никелевой основе, молибденовые и ниобиевые сплавы. Для среднего уровня температур могут быть исполь- зованы титановые сплавы. Нержавеющая сталь Х18Н10Т рекомендуется для применения до температуры 1000 К- Она обладает высокой пластичностью, допускает глу- бокую вытяжку и все виды Ik 1Z 10 8 6 1 О 10s W7 109 W11 101J Fm<C,m2-c Рис. 6.69. Толщина стенки стально- го ХИ (рм=2,8 г/см3; Км=30 км/с, распределение Уиппла) 319 .< Ж/ W$h gb/*,/ /*/*/*/!
штамповки, сваривается всеми видами сварки. Обладает в целом высокой коррозионной стойкостью. Применяется для изготов- ления корпусов теплообменников, трубных досок, трубок, флан- цев, патрубков и т. п. Сплавы на никелевой основе применяются для изготовления сварных конструкций, работающих при темпера- туре 1200—1300 К. Эти сплавы хорошо руются, прокатываются, штампуются, удовлетворительно обрабатываются резанием и свариваются аргоноДуговой сваркой. Обладают высокой кор- розионной стойкостью в агрессивных средах. Сплавы на основе молибдена рекомендуются для изготовления деталей и узлов, работающих при температурах 1800—1970 К. Свариваемость этих сплавов невысокая. Удов> летвор'ительно паяются диффузионной пайкой. Глава 7 МАШИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 7.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ В состав ЯЭУ входят два типа машин: машины-орудия (на- сосы) и машины-двигатели (турбины). Насосами в широком смысле называю^ машины для сооб- щения энергии рабочей среде. В зависимости от рода рабоче- го тела различают насосы для капельных жидкостей (насосы в узком смысле) и насосы для газов (газодувки и компрессо- ры). В газодувках происходит незначительное изменение ста- тического давления и изменением плотности среды можно пре- небречь. В компрессорах при значительных изменениях стати- ческого давления проявляется сжимаемость среды. Работа насоса характеризуется следующими величинами: объемной подачей Q, м3/с; удельной работой (напором) h, Дж/кг (метр столба жидкости); частотой вращения (для на- сосов, имеющих вращающийся ротор) л, с-1 или об/мин; со- стоянием среды на входе (температура и давление); плотно- стью среды р, кг/м3; мощностью N=phQ/r\, Вт; КПД .т|. Удельной работой (напором) насоса называется полное ко- личество энергии, сообщаемой 1 кг рабочей среды. (Смысл ос- тальных параметров вполне очевиден, а более подробно они будут рассмотрены в следующих параграфах.) Для подобных насосов широко используется понятие удель- ного коэффициента быстроходности ns = 2\9nQVWl\ (7.1) 320
Рис. 7.1. Схемы объемных насосов: а — поршневой насос и график его подачи; б — ротационный пластинчатый насос: в — шестеренчатый насос Здесь [n]=cl; [Q]=m3/c; [Л]=м столба перекачиваемой жидкости. Удельным коэффициентом быстроходности называют часто- ту вращения насоса, об/мин, подобного данному, который, ра- ботая на чистой воде (р = 1000 кг/м3), создает напор в 1 м вод. ст. при мощности 1 л.е. (0,7355 кВт). По конструкционно-энергегическим признакам насосы под- разделяют на лопаточные, объемные, струйные, электромаг- нитные или магнитогидродинаМич0ские (МГД). В качестве ос- новных насосов ЯЭУ (циркуляционных, питательных, конден- сатных), как правило, используются лопаточные машины. Для электропроводящих жидкостей, главным образом во вспомога- тельных системах, а в ряде случаев и в качестве основных, на- пример в космических ЯЭУ, могут /использоваться МГД-насо- сы. Струйные насосы используются для откачивания неконден- сирующихся газов из конденсаторов, деаэраторов и уплотнений, а также могут быть применены в качестве цирку- ляционных насосов, например в кипящих реакторах. Объемные машины в ЯЭУ используются главным образом во вспомогательных системах. К объемным насосам относятся поршневые, плунжерные, ротационные, шестеренчатые и неко- торые другие. Поршневые и плунжерные насосы (рис. 7.1,а) имеют ци- линдр 4 и поршень 3, совершающий возвратно-поступательное движение. Цилиндр снабжен клапанами всасывания / и на- гнетания 2. При прямом ходе поршня и открытом клапане 2 происходит процесс нагнетания рабочей среды в сеть, при об- ратном ходе и открытом всасывающем клапане — заполнение объема цилиндра. Главные особенности поршневых насосов — периодичность подачи (р)ис. 7.1,а) и возвратно-поступательное движение поршня и в связи с этим довольно сложный привод. 21—7000 321
Рис. 7.2. Схемы центробежного (а) и осевого (б) насосов Ротационные насосы (рис. 7.1,6) имеют цилиндрический ро- тор 2, эксцентрически расположенный в корпусе /. В радиаль- ных щелях расположены подвижные /пластины 3, которые под действием центробежных сил прижимаются к внутренней по- верхности цилиндра. Рабочая среда поступает через патрубок всасывания 5 и переталкивается лопастями в патрубок нагне- тания 4. В шестеренчатых насосах (рис. 7.1,б) полость всасывания 3 и полость нагнетания 2 разобщены находящимися в зацепле- нии зубчатыми колесами 1. Зубчатые колеса размещены в кор- пусе насоса с малыми осевыми и радиальными зазорами. Жидкость попадает в межзубчатое пространство и переталки- вается из полости- всасывания в полость нагнетания. Для малых значений ns (/г5<20-^40 об/мин), как правило, используются объемные машины, которые характеризуются малыми подачами и относительно большими напорами. При /zs>20-M0 об/мин применяют лопаточные машины. Они име- ют вращающийся ротор, несущий рабочие каналы, образован- ные лопаткам-и той или иной формы. На р!ис. 7.2 показаны кон- структивные схемы радиального (центробежного) и осевого насосов. Ступень лопаточного насоса центробежная (рис. 7.2,а) или осевая (-'рис. 7.2,6) включает в себя вращающееся на валу рабочее колесо 2> несущее рабочие лопатки 3 и неподвижные проточные элементы корпуса — подводящие 8 (подводы) и от- водящие 7 (отводы). Подводы и отводы объединяются собст- венно корпусом 69 ограничивающим пространственно рассмат- риваемую ступень и объединяющим воедино все элементы. Ро- тор— вал с насаженными на него деталями — вращается в подшипниках 5. Между вращающимися и неподвижными элементами могут быть установлены уплотнения 4 для сниже- ния утечек из ступени и уплотнения / для уменьшения цирку- ляции внутри ступени. Ряд ступеней, включенных последова- 322
Рис. 7.3. Схема струйного на- Рис. 7.4. Схема МГД-насоса coca тельно и объединенных в единое устройство, образует много- ступенчатую машину. Центробежные насосы обеспечивают ns=20-f-350 об/мин и характеризуются относительно малыми расходами и боль- шими напорами. Быстроходность осевых насосов azs> >500 об/мин, они имеют относительно большие расходы и ма- лые напоры. Лопаточные машины являются основными маши- нами-орудиями в ЯЭУ. В струйном насосе-эжекторе (рис. 7.3) поток рабочей жид- кости разгоняется в сопле- 1 и поступает в камеру смешения 2, в которой устанавливается пониженное давление. Камера 2 соединена с сосудом 6, в котором поддерживается более высо- кое давление. За счет разницы давлений перемещаемая среда поступает в камеру смешения 2 и смешивается с рабочей жид- костью. Далее смесь поступает в камеру смешения 3 и в рас- ширяющееся сопло 4, в котором повышается статическое дав- ление, и далее в патрубок нагнетания 5. В качестве рабочей жидкости обычно используют воду, пар или газ высокого дав- ления. Преимущества струйных насосов: простота конструк- ции, отсутствие вращающихся частей, высокая надежность; не- достатки: низкий КПД, повышенный шум при использовании /пара в качестве рабочей жидкости. В простейшем МГД-насосе (рис. 7.4) рабочий канал 3 раз- мещен в зазоре между полюсами магнита 2. К каналу по ши- нам 1 подводится электрический ток (в других конструкциях ток в рабочем канале индуцируется за счет расположенных в непосредственной близости от него катушек^обмоток пере- менного тока). За счет взаимодействия электрического и маг- нитного полей возникает движение электропроводящей жидко- сти— движение проводника с током в магнитном поле. Преи- мущества МГД-насосов: простота конструкции и полной герме- тизации, отсутствие вращающихся частей, высокая надежность; недостатки: относительно малый КПД (5—40%), громозд- 21* 323
кость, для работы многих типов МГД-насосов требуются спе- циальные источники тока большой силы (порядка 105 А). Другая большая группа машин ЯЭУ — турбины. В зависи- мости от рода рабочего тела различают турбины паровые и газовые. Газовые турбины работают на средах, свойства кото- рых близки к свойствам идеальных газов. В газовых турбинах весь процесс расширения происходит за пределами граничной кривой, во всем реализуемом диапазоне состояний рабочего тела отсутствует жидкая фаза. В качестве основного рабочего тела для газотурбинных установок ЯЭУ рассматривают гелий. В паровых турбинах в реализуемом диапазоне изменения параметров процесс расширения может идти как без образо- вания жидкой фазы, так и с (конденсацией части пара. В за- висимости от состояния пара перед турбиной различают тур- бины, работающие перегретым или насыщенным паром. В по- следних весь процесс расширения происходит в области влаж- ного пара. Наибольшие различия в условиях работы, а следо- вательно, и в конструкции определяются именно начальными параметрами. В качестве рабочего тела в паровых турбинах стационарных и транспортных ЯЭУ в настоящее время исполь- зуется водяной пар. Возможно использование паров щелочных металлов как в стационарных, так и в космических энергоуста- новках. Пар может быть чистым (в многоконтурных установ- ках) или радиоактивным (в одноконтурных). Турбины насы- щенного пара являются специфическим, присущим исключи- тельно ЯЭУ оборудованием. Паровые турбины, работающие •водяным паром, в которых процесс расширения пара заканчи- вается в области давлений, меньших атмосферного, называют- ся конденсационными, а турбины, в которых процесс расшире- ния заканчивается в области избыточных давлений,— турби- нами противодавления. На АЭС и судах используют конденса- ционные турбины. Паровые и газовые турбины — лопаточные машины. В ЯЭУ используются преимущественно осевые турбины. Для характе- ристики турбины используют ее мощность N (Вт), частоту вращения п (с-1 или об/мин), начальные параметры рабочей среды — температуру Т0 (К или °С) и давление р0 (МПа), дав- ление на выхлопе из тур,бины /?к, а также относительный и аб- солютный КПД цо и т]. Под относительным КПД понимают отношение полученной удельной работы к располагаемой при изоэнтропном расшире- нии, а под абсолютным — отношение полученной удельной ра- боты к количеству теплоты, сообщенной единице расхода ра- бочего тела в источнике тепловой энергии (реакторе, пароге- нераторе и т. п.). Ступень осевой турбины (равно -как и радиальной, рис. 7.5,а) имеет вращающееся на валу рабочее колесо 6, не- 324
Рис. 7.5. Схемы осевых турбин: а — одноступенчатая турбина; б — многоступенчатая; в — одновальная; г — двухваль- ная с общим ТЗА; д — двухвальная с двумя генераторами сущее рабочие лопатки 5, и неподвижные элементы проточной части — сопла 5, образуемые силовыми лопатками. Сопла раз- мещены в неподвижном корпусе 2 (в многоступенчатых турби- нах стенки 9 между соседними ступенями называются диаф- рагмами, см. рис. 7.5,6). Пространство между рабочими ло- патками называется рабочими каналами. Рабочие каналы по высоте ограничены на меньшем диаметре поверхностью диска рабочего колеса 6> а по периферийной поверхности — банда- жом 4 или1 открыты в сторону цилиндрической поверхности корпуса. Ротор (вал с закрепленными на нем деталями) вра- щается в подшипниках /. Между подвижными и неподвижны- ми элементами ступени устанавливаются уплотнения 7. Ряд последовательно включенных ступеней, объединенных общим ротором и общим корпусом, составляет многоступенча- тую турбину (рис. 7.5,6). Все главные турбины стационарных и судовых ЯЭУ — многоступенчатые. Рабочее тело к первой ступени турбины может подаваться через единый регулирую- щий орган — дроссель (в этом случае говорят о дроссельном распределении или регулировании турбины), или весь поток рабочего тела делится на несколько параллельных потоков с собственным регулирующим органом, каждый из потоков 325
подводится к определенной группе сопл (в этом случае гово- рят о сопловом регулировании турбины). Первую ступень 8 при сопловом регулировании называют регулирующей сту- пенью, а остальные — нерегулируемыми 10. Наряду с сопловым и дроссельным регулированием можно использовать байпасное или обводное регулирование, когда часть рабочего тела подается к одной .из промежуточных сту- пеней, минуя предыдущие: Для приводов агрегатов, например циркуляционных насосов, можно использовать одноступенча- тые турбины. Насосы с приводом от турбины обычно называ- ют турбонасосами. Если насос и турбина конструктивно объ- единены в один агрегат — общий ротор и общий корпус, то такая конструкция называется турбонасосным агрегатом (ТНА). Главная область применения ТНА — космические энер- гоустановки. Крупные паровые и газовые турбины конструктивно обычно разделяются на части высокого (ЧВД), среднего (ЧСД) и низ- кого (ЧНД) давлений, которые могут иметь различное число параллельных потоков и выхлопов (рис. 7.5,в). Часть турбины, объединенная общим корпусом, называется цилиндром. На- пример, на рис. 7.5,6 ЧНД включает в себя два ЦНД. ЧВД, ЧСД и ЧНД по рабочей среде включены последовательно, ро- торы расположены по одной оси, имеют общую фиксацию в осевом направлении, соединены муфтами в единый валопро- вод, который служит для привода одного электрогенератора •или одного турбозубчатого агрегата (ТЗА) судовой установки. ЧВД, ЧСД и ЧНД имеют общие вспомогательные системы. В ряде случаев можно использовать и двухвальные конструк- ции турбин, например когда ЦВД и ЦНД судовых турбин име- ют параллельно расположенные роторы, работающие на один ТЗА (рис. 7.5,г), или когда две параллельные ЧНД, работаю- щие на два разных генератора, имеют общую ЧВД, объеди- ненную с одной из ЧНД общим валопроводом (рис. 7.5,5). Двухвальная турбина всегда имеет какой-либо общий элемент, если не считать общих вспомогательных систем. 7.2. СТУПЕНЬ ЛОПАТОЧНОЙ МАШИНЫ Общие закономерности. Основу лопаточной машины со- ставляет ступень. Схемы насосной и турбинной ступеней лопа- точных машин приведены на рис. 7.2 и 7.5. Рабочее тело в ка- налах лопаточной машины совершает сложное движение со скоростью c=u+w, где с—абсолютная скорость рабочего тела — скорость относи- тельно неподвижной системы координат; и — переносная ско- 326
рость — линейная скорость вращения ротора; w — относитель- ная скорость. Примем систему координат и, г, z (направления вращения, радиуса и оси вращения соответственно). Проекции скорости на направление радиуса, окружной скорости и оси вращения обозначим соответствующими индексами г, щ z (например, сг). Состояние рабочего тела на входе в неподвижный элемент ступени обозначим индексом О, на выходе из неподвижного элемента и на входе в рабочее колесо — индексом 1У на выхо- де из рабочего колеса — индексом 2. Угол между абсолютной скоростью и переносной (или дополнительный к нему) обозна- чим а, а угол между относительной скоростью и переносной (|или дополнительный угол к нему) — (3. В основе расчета ступеней лопаточных машин лежат сле- дующие уравнения: 1) неразрывности; 2) сохранения моментов импульса; 3) сохранения импульса; 4) состояния; 5) сохра- нения энергии; 6) процесса. Для струи тока рабочего тела сечением df в установившем- ся течении уравнение неразрывности имеет вид pcdf=dG = const, где dG — элементарный массовый расход, кг/с; р — плотность рабочего тела, кг/м3. В одномерном приближении усреднени- ем по сечению канала получаем уравнение расхода pccpf=G = const или cCp//t> = G = const, (7.2) где v=l/p — удельный объем, м3/кг. Из закона сохранения момента импульса в случае устано- вившегося движения для колеса с бесконечно большим числом бесконечно тонких лопаток получается основное уравнение турбомашин — уравнение Эйлера: l = C2uU2—CiuUU (7.3) где / — удельная энергия, подводимая (или отводимая) к еди- нице (от единицы) массы рабочего тела, Дж/кг. Когда энергия подводится (/>0), рассматривается насос- ная ступень. В этом случае величину l=lH=hTOO называют теоретическим напором ступени: hToo = c2uU2—СхиЩ. (7.4) В турбинной ступени энергия отбирается от рабочего тела и /<0. Однако в литературе традиционно используют положи- тельную величину: 'дв = —l=C\uUi—с2ии2. (7.5) 327
Если при определении проекции с2 на и2 использовать допол- нительный угол, то выражение (7.5) преобразуется к виду 1Ab = CiuUi+C2uU2. (7.6) В дальнейшем основное уравнение турбомашин для турбинных степеней будем использовать, как правило, в форме (7.6). Напор насосов часто выражают в метрах столба перекачи- ваемой жидкости: Лтоо= (c2uU2—CiuUi)/g. (7.7) Использовав треугольники скоростей на входе и выходе, с уче- том, что w2 = c2+u2—2иси, выражения (7.4) и (7.5) можно преобразовать к виду 2 2 2 / = Сг* - С22 U^— Ц22 Ш22— V /? д, ЛВ 2 ~*~ 2 2 ' Первые члены в выражениях (7.8) и (7.9) представляют собой изменение кинетической энергии в неподвижной системе ко- ординат. Для насоса выделяют динамический напор h*00 = {c22-c\)l2 (7.10) и статический напор Л" =-f^ii + Hii=V. (7.11) В осевых машинах и2 = щ. Следовательно, при одинаковой, например максимальной, окружной скорости напор (статиче- ский) и' удельная работа турбины в случае радиальной маши- ны будут больше, чем осевой. Для насоса целесообразно иметь и2>ии а для двигателя и\>и2. В связи с этим в насосах используется движение от центра к периферии — центробежные ступени, а в двигателях- турби'нах — преимущественно от периферии к центру — центро- стремительные ступени. Отношение статического напора (удельной работы) к пол- ному называется кинематической степенью реакции (или сте- пенью реактивности): р„=й£о/йтоо. (7.12) Степень реакции рк — важная характеристика насосной сту- пени. Из закона сохранения импульса для случая установившего- ся движения получено выражение для усилий, действующих 328
на колесо в пределах рабочих каналов: Р= G (ci—са) +Р1/1-Р2/2, (7.13) где fi и f2— площади входа в проточную часть рабочего коле- са и выхода из нее; pi и р2— давления рабочего тела перед и за рабочим колесом соответственно. В проекциях на основные направления выражение (7.13) принимает вид: для двигателя Pu=G(Ciu—С?и)\ Pz=G (Ciz—C2z) +plflur—pf2ur\ для насоса Pu=G(c2u—С\и)\ Pz= G {C2z—C\z) +P2f2ur—plflur. Уравнение состояния для массы газа 1 кг имеет вид где \i — *молярная масса газа, /кг/кмоль, и может быть исполь- зовано для большинства газов до давления 5—10 МПа. Для точных расчетов и в более широком интервале давлений, а для водяного лара и других паров во всем интервале изменения параметров следует пользоваться таблицами и диаграммами состояния. Уравнение сохранения энергии определяет количество ра- боты, подводимой (отводимой) к 1 «г рабочего тела при его расширении (сжатии): dl = di+d — — dq, (7.14) где г — удельная энтальпия. Удельная работа / и теплота q считаются положительными, когда подводятся к рабочему те- лу. Для большинства турбомашин, кроме компрессоров с внут- ренним отводом теплоты и специальных случаев принудитель- ного охлаждения лопаток газовых турбин, теплообменом с внешней средой можно пренебречь, т. е. q = 0 и dq=0. Тогда для турбинной ступени работа, полученная на рабо- чем колесе, /дв = 11—12+{сг2—с22)/2. (7.15) Приравняв (7.9) и (7.15), получим ii—Ui>l2+wx2/2=i2—u22/2+w2*/2. (7.16) Для осевой ступени (щ = и2) ii+wl2/2=i2+w22/2i 329
или j+a;2/2=const. (7.17) В неподвижных каналах-соплах рабочее тело технической работы не совершает, т. е. /дв = 0. Тогда из (7.14) получаем i0+c02/2 = i1+cl2/2t (7.18) или ;+c2/2=const. (7.19) Таким образом, уравнения сохранения энергии для осевой ступени для среды в соплах при абсолютном движении (7.19) и для среды в рабочих каналах при относительном движении (7.17) по форме полностью совпадают. В общем случае процесс расширения в ступени происходит по политропе pun = const. Частный случай уравнения процесса — изоэнтропичеокий про- цесс py*=const. Показатель изоэнтропы £ зависит только от вида рабочего те- ла: для воздуха £=1,41; для С02 £=1,21; для Н2 £=1,38; для перегретого водяного пара £=1,3; для сухого насыщенного пара £=1,135; для гелия £=1,67. Выразив в (7.14) удельную энтальпию через внутреннюю энергию (di=dU-\-d(pv)) и подставив вместо dq его значение dq = dU-\-pdv (первый закон термодинамики) для неподвиж- ных каналов — сопл (dl=0)f получим dc2/2=—vdp. (7.20) Таким образом, знаки градиентов скорости и давления в тер- модинамическом процессе противоположны. Для увеличения скорости потока необходимо снижение давления — расширение рабочего тела. Для случая изоэнтропического процесса с,2 —с02 k , . k \ л I Рл \(b-l)/kl -^1_8- = _(,Л_т)-_ЛР.[1_ (-£!-) j. Если ввести понятие полностью заторможенного потока в со- ответствии с выражением To = io+Co2/2, (7.22) то выражения (7.21) преобразуются к виду Y = ^~p^-p^ = ^^l-B(k~Ulkl (7-23) где е=pi/p0 — степень расширения. 330 (7.21)
Параметры торможения находят по i—5-диаграмме (рис. 7.6). Если скорость в процессе расширения до- стигает значения скорости звука с1 = а=а*у то ее называют критиче- ской, а все параметры при этом со- стоянии — критическими и обозна- чают с*, у*, /?*, 7*. Имея в виду, что a2=kpv, из (7.23) получим (7.24) Ро \* \fc/(ft-D I* + 1 i (7.25) Рис. 7.6. К определению пара- метров торможения (i — S-диа- грамма) Критическая степень расширения зависит только от рода ра- бочего тела. Используя уравнения неразрывности, можно получить зна- чение теоретического критического расхода через заданную площадь сечения: °<*-f>Afeh (k+\)/(k-\) Ро (7.26) Значения е* и Gt* для некоторых рабочих тел приведены в табл. 7.1. При е>е* расширение происходит в дозвуковой области, при б<8* — в сверхзвуковой. В соответствии с уравнением не- разрывности в дозвуковой области в процессе расширения се- чение сопла должно уменьшаться, а в сверхзвуковой — увели- чиваться. Критический расход—максимально возможный че- рез заданное сечение. Таблица 7.1. Критическая степень расширения и удельный критический расход Рабочее тело Воздух Водяной пар: перегретый сухой насыщен- ный k 1,4 1,3 1,135 е# 0,5283 0,5457 0,5774 Gf*/F 0,685 Vlv^ 0,667 V Ро^о 0,635 К/У^о 331
Действительный критический расход отличается от найден- ного по формуле (7.26): G* = \iGt*9 (7.27) где \х — коэффициент расхода. Для большинства рабочих тел, кроме влажного водяного пара, |и=0,97ч-0,95. Для влажного пара |х= 1,02-=-1,05. Для перегретого и влажного пара действи- тельный критический расход определяется единым выраже- нием: ■G*= 0,648 V^oAV (7.28) Ступень насоса. Для полной характеристики насоса к пара- метрам, перечисленным в § 7.1, необходимо добавить его гео- метрические размеры или один характерный размер, например диаметр колеса на выходе D. Для подобных насосов справедливы следующие соотно- шения: Q2 n2\D2)J h2 UJ UJ' N2 P2\n2)\D2)' (7.29) Строго говоря, выражения (7.29) справедливы с точностью до отношения КПД объемных (люе/лгоб), гидравлических (r]ir/ri2r) и полных (rji/ri2), так как, например, с изменением размеров КПД может измениться. Однако для технических оценок обыч- но бывает достаточно точности выражений (7.29). Таблица 7.2. Форма проточной части лопаточных насосов Параметр Центробеж ный тихоход- ный нормальной быстро- ходности быстро- ходный Диагональный Осевой Профиль проточ- ной части D2/D0 20—90 I 80—150 I 140—300 300—600 | 500—1200 Шя йа 1 2,5 I 1,8-1,4 Ж 1,2-1,1 1.0 332
Согласно уравнениям подобия (7.29) основные характери- стики подобных насосов связаны через удельный коэффициент быстроходности ns (7.1). В зависимости от ns все лопаточные насосы разделяются на центробежные [тихоходные, нормаль- ной быстроходности, быстроходные), диагональные и осевые. Каждый из этих типов насосов характеризуется определенной формой проточной части и определенным соотношением основ- ных размеров (табл. 7.2). Центробежные ступени соответствуют относительно боль- шим напорам и малым подачам, а осевые — большим подачам и малым напорам. Колесо центробежного насоса. Как было указа- но выше, основное уравнение турбомашин (7.4) получено в предположении бесконечно большого числа бесконечно тон- ких лопаток. Теоретический напор реальной ступени hT отли- чается ОТ /ItooI ftT0O=(l+p2)ftT. (7.30) Здесь рг = 2— — , причем 2 1 — (Г!/Г2)2 [ (0,55 -г- 0,65) + 0,6 sin р2 при ns до 70 -- 80; — (sin р2 + -^ sin рЛ при п8 = 100 -- 200; [1,7 + 13,3 (_^L-J2]sinp2 при /г5>200, Ф- \ где Z — число лопаток. Кроме того, с наличием лопаток в про- точной части колеса связано понятие коэффициента стеснения ir __ 2nrb l 1 2nrb — Zbs 1 — s/'t д 1 * sinp где t — шаг; б — толщина лопатки; s — часть периметра, заня- того лопаткой. Смысл обозначений ясен из рис. 7.7, на кото- ром приведены схема центробежного колеса в (меридиональном (а) и перпендикулярном к оси вращения (б) сечениях и план скоростей в промежуточном сечении радиусом г. До поступления в рабочие каналы колеса направление и модуль скорости1 определяются подводящими устройствами. Наибольшее значение Лтоо будет, когда С:и = 0у т. е. когда отсут- ствует предварительная закрутка потока на входе: hTOo=u2C2u- (7.31) 333
\ *) 5) Рис. 7.7. Колесо центробежного насоса Для определения расходной составляющей на выходе из подводящего канала для всех типов насосов широко исполь- зуется формула С. С. Руднева c0 = a0(Qn2)1'3, где а0=0,920-М,225; [Q]=m3/c; [ri\=cr\ По поступлении потока в межлопаточные каналы он посте- пенно перестраивается. Перестройка потока происходит также при выходе потока из рабочего колеса в отводящие каналы. Условно для упрощения расчета скорости до входа в каналы рабочего колеса и после входа в него относят к одной и той же поверхности, ометаемой входными кромками лопаток (ради- ус Г\ или Пер). Тогда скорость на этой поверхности претерпе- вает разрыв — внезапный переход от одного состояния к дру- гому. На рис. 7.8 показаны скорости до входа (обозначены штрихами) и после входа в межлопаточный канал при с[и = CL Здесь с1т = Кхс\т—расходная составляющая в условиях стес- нения потока, /Ci=l, 1-=-1,5; Рю— угол безударного входа: Pio=arctg(cim/w1). Обычно принимают С\т = (1 4-0,5) С0. Меньшее значение коэффициента относится к тихоходным на- сосам. Если обозначить Pi угол на входе средней линии ло- патки— угол относительной скорости при бесконечно тонких лопатках, то величина /=Pi—Рю называется углом атаки. Обычно /=3-^8° (для тихюходных колес 5—18°). Для получе- ния высокого КПД желательно иметь pi=20-f-25°. Ширина ко- 334
леса b определяется без учета стесне- ния. На входе Скорости до и после выхода из ко- леса также условно совмещают на ра- диусе г2, причем при расчете, когда еще нет точного значения г2, его в пер- вом приближении определяют из (7.31), задаваясь величинами х2 = с2и/и2 = 0,5—0,3 и /(2=l,05-i-l,l. По смыслу в уравнение напора % с1т Рис. 7.8. Скорости на входе в колесо центробежного на- соса смыслу В (7.4) входят параметры до входа в рабочее колесо и после выхо- да из него. Обычно считают, что на небольших расстояниях после выхода проекция скорости на направление вращения остается неизменной, т. е. с2и'=с2и. Проекция с2иу а следова- тельно, и напор Лтоо при постоянной подаче Q зависят от угла р2. Воспользовавшись планом скоростей, формулу (7.31) легко преобразовать к виду hToo=u22—u2c2mctg р2. (7.32) Так как /££> = Лтоо —/i?oo» при с2т = с1т получим ,СТ "22 -=*- — ^-ctg2p2. При р2—>0 hTOo ——оо и hjlo—> — оо; при р2 —5-2^ /гтоо —>оо и Ат~—►— °°; при р2 ■= тг/2 hjl, ■= 0,5/гтоо и pk= 0,5. В зависимости от угла р2 различают логщтки радиальные (р2=я/2), отогнутые вперед (р2>я/2) и отогнутые назад (р2< <я/2). Для насосов используются преимущественно колеса с лопатками, отогнутыми назад. Угол р2 определяется из сопоставления планов скоростей на входе и выходе: *2 сш ^'2оо JX2 Ct где c2rr!= (1-1-0,5)^1^ меньшее значение — для тихоходных колес; ^i/^2co«5,68.10-5azs2—18,25-10"3/2s+2,65 при azs<160, i0i/i02oo«l,l при ns^160. Для лопаток, отогнутых назад, возможный интервал 62= = 14^70°. 335
По найденным значениям р2 и ЛТоо по формуле (7.32) нахо- дят Г2, но для этого предварительно определяют число ло- паток: Z = K 2П~ г sin Р1+Р2 г2 — гг 2 где К= 6,5-^3,5. Полагая толщины лопаток на входе и выхо- де 6i и бг примерно равными 2—5 мм, проверяют значения К\ и /(2. При необходимости (при различии более 5%) вносят по- правку и расчет повторяют. Ширина колеса на выходе b2 = Qj(2*r2c'J. По найденным величинам можно построить меридиональное сечение колеса. Для этого (рис. 7.9) задаются радиусом скруг- ления входа г&^0,5 6Ь сопрягают с ним окружность диаметром Ь\ с центром Oi на радиусе г\. Из точки 0\ проводят среднюю линию меридионального сечения, руководствуясь значением ns (см. табл. 7.2) и формой проточной части хорошо зарекомендо- вавших себя в эксплуатации насосов. Угол у изменяется в пределах от 90° у тихоходных насосов до ~55° у диагональных. Затем, задавшись монотонным изменением c'm=f(r), находят промежуточные значения Ь и строят огибающие, ограничиваю- ющие проточную часть. Далее, при необходимости форма про- точной части может быть скорректирована, например по усло- виям технологий. Уравнение средней (скелетной) линии лопатки в поперечном сечении имеет вид Полагая О=0 при г=ги получаем » = = f-^r. (7.33) Из плана скоростей ш = -^_ = /С sinp sinp sinp — д/t Отсюда sin §=c'mlw+b/t. (7.34) Уравнение (7.33) с учетом (7.34) целесообразно решать чис- ленно: /=1 = jy Ц(г)+Д|+1(г) Аг> (7<35) rAeB,(r) = l/(r,tgpO. 336
Рис. 7.9. Построение мери- Рис. 7.10. Построение цилиндриче- дионального сечения центро- ской лопатки центробежного колеса бежного колеса Для нахождения р задаются плавным изменением w и 8~ Построив скелетную линию по формуле (7.35) (рис. 7.10), на соответствующих радиусах проводят окружности диаметром б/ и огибающие, получая сечения лопатки. Рассмотренный способ построения профиля лопатки относится к случаю так называе- мых цилиндрических лопаток, которые используются для тихо- ходных колес и колес нормальной быстроходности. Колесо диагонального насоса. При проектирова- нии колес задаются плавно меняющейся формой проточ- ной части в меридиональном сечении (рис. 7.11) так, чтобы длины ограничивающих линий ad и сЬ незначительно отлича- лись друг от друга, причем для нахождения D0 скорость с0у как и для центробежных колес, определяется по формуле Рис. 7.11. Проточная часть диагонального насоса (а) и проекция лопатки диагонального колеса на плоскость, перпендикулярную оси вращения (б) 22—7000 оо7
Рис. 7.12. Зависимость шири- ны и угла наклона средней ли- нии проточной части колеса насоса от ns (7.32). Значение D2cp можно оценить по формуле D2CP= (0,94-1,25) (Q//*1/2)1'2. Здесь [Q]=m3/c; [Л]=м. Для оцен- ки основных размеров целесообраз- но использовать график на рис. 7.12. Меридиональное сечение строят из условия равноскоростного или равнопотенциального потока- Сече- ние колеса (см. рис. 7.11,а) делят на п потоков с поверхностями токов, имеющих форму поверхности вра- щения. С определенным шагом про- водят нормальные сечения к лини- ям тока и полагают, что они явля- ются, например, сечениями равных скоростей (случай равноскоростного потока). Целесообразно, чтобы площади колец в исходном сечении аЬ были одинако- вые — одинаковые расходы, т. е. 2nrbc'm=const или rbc'm=const. (7.36) Далее задаются плавным изменением с'т вдоль линии тока и корректируют форму сечения, исходя из (7.36). При этом целесообразно иметь *',J<4,= 1,889-0,00158/1,. Число лопаток принимается равным 6—4. Для каждого элементарного потока лопатки профилируют аналогично ло- патке центробежного колеса. Углы Pi и р2 будут изменяться по ширине входных и выходных кромок. Целесообразно одну из кромок (входную или выходную) расположить в плоскости ме- ридионального сечения (см. рис. 7.11,6). Колесо осевого насоса. Важная характеристика осе- вых колес — втулочное отношение v=rBT/r0 (гвт — радиус втул- ки). Для большинства насосов v=0,44-0,6 и может быть найдено как функция коэффициента напора /CHan = /i/ (n2D22): v-l,l7/<2;4n3. Оптимальное значение коэффициента напора является функ- цией ns: /Снап=1680/1.-1'46. По заданному ns и найденному по (7.31) c0z можно определить наружный диаметр dH=d0 и диаметр втулки. Высота лопатки l=(dH—£/вт)/2. 338
Он "зт Сгивт °2ин ин ивт О 20 40 60 80/1? Рис. 7.13. Планы скоростей на выходе и входе осевого колеса Рис. 7.14. Минимальная густота решетки для осевого колеса AP=Pi—Р2 Поскольку переносная скорость и изменяется по высоте ло- патки, для получения постоянного напора в соответствии с ос- новным уравнением hT=u2c2u должен изменяться лопаточный угол ifc, уменьшаясь от корневого сечения к периферии (рис. 7.13). Так же уменьшается угол безударного входа Рю, а при со- хранении постоянным угла атаки /=2-^7° будет уменьшаться и угол Рь Таким образом, лопатка осевого насоса будет иметь переменные по высоте углы Pi и PJ2, поэтому расчет колеса ве- дут по нескольким радиусам (минимум трем). Величина и2 определена на каждом радиусе, поэтому р2 находят непосред- ственно из основного уравнения в форме (7.32) (в этом случае c2m=cz). Число лопаток для насосов на капельных жидкостях принимается от 6 до 3 (уменьшается с увеличением ns). Одна из важных характеристик осевого насоса — густота решетки L = L/t, где L —длина хорды профиля; t — шаг. Гус- тота решетки по наружному радиусу (рис. 7.14) может быть найдена по формуле _ но должна быть не меньше, чем вычисленная по формуле J_= 1,03 _ 2 L ~ ctg рх — ctg р2 3 ' Простейшая форма скелетной линии профиля —дуга окруж- ности радиусом L . р2 — рх г = — sin -^——. / 2 Угол установки хорды 339
Рис. 7.15. Развертка цилиндри- ческого сечения шнекового насоса где Др=р2—Рь Осевая проекция профиля LZ=L sin рс. Хорда профиля на втулке обычно выбирается равной 1 — 1,5 значения хорды на наружном диаметре. Максимальная толщина профи- ля принимается не более 0,1L и смещается от входа на 0,4—0,5 длины скелетной линии. Шнековые насосы. Особая разновидность осевых насо- сов— шнековые насосы, которые можно использовать в каче- стве самостоятельных машин или, что гораздо чаще, в качестве преднасоса центробежных машин для повышения антикавита- ционных свойств агрегата в целом (см. рис. 7.73). Рабочим ко- лесом является шнек — осевая лопаточная решетка, состоящая из небольшого числа прямых лопаток. Лопатки образуют двух-, трех- или (реже) четырехзаходный винт соответственно числ> лопаток с постоянным или переменным осевым шагом tz. По усло- виям бескавитационной работы шнеки выполняют с двумя лопат- ками. Развертка цилиндрического сечения шнека с постоянным осевым шагом представляет собой решетку прямых пластин дли- ной L с шагом t (рис. 7.15). Принимается втулочное отношение v = 0,2-f-0,5; / = 3-=-10°. Шнек с лопатками постоянного шага производит полезную работу (т. е. отклонение потока) только при положительных углах атаки, при этом p2=Pi = ^; К\ = = /С2= 1,03ч-1,5. Густота решетки шнека выбирается в преде- лах Г= 1,8-7-2,2, а длина лопатки L^2,3dcp (dcp —средний диаметр). Радиальный зазор между лопатками шнека и корпу- сом обычно принимают Аг= (0,03ч-0,05) (dH—dBT). Гидравличе- ский КПД шнекового насоса г)г=0,6-т-0,7. Считают, что конечное число лопаток практически не влия- ет на теоретический напор. Хотя напор по радиусу шнека — пе- ременная величина, расчет колеса проводится по диаметру Dp, соответствующему среднему расчетному напору. Для самостоятельного шнекового насоса Вр = (34 + £Йт)°'в/2. Для предвключенного шнекового насоса D?= (dH+dBT) /2. 340
Рис. 7.16. Схемы спирального (а) и лопаточного (б) отводов Проточная часть корпуса насоса. Проточную часть корпуса насоса образуют каналы, подводящие к рабо- чему колесу и отводящие от него рабочую жидкость. Задача подводящего канала — обеспечить нужные значения и направление скорости при входе в рабочее колесо и, главное, обеспечить возможно большую симметричность. Хотя потери в самих подводящих каналах незначительны, нарушение равно- мерности поля скоростей оказывает существенное влияние на долю потерь в рабочем колесе и последующих элементах про- точной части. Обычно подвод представляет собой осевой или боковой конфузор, в котором скорость повышается на 15—20%. Каналы для отвода потока должны обеспечить осесиммет- ричность потока на выходе из колеса и при необходимости пре- образовать кинетическую энергию потока, выходящего из коле- са, в энергию давления. Отводы центробежных насосов состоят из спиральных каналов с постепенно нарастающим сечением и диффузоров. Спиральные каналы выполняются в виде улиточных или ло- паточных отводов (рис. 7.16). Различие между ними, главным образом, конструктивное и технологическое. Спиральный отвод может быть выполнен более совершенной обтекаемой формы, однако поверхность их менее доступна обработке и чистота ее должна обеспечиваться, например, непосредственно при литье. Лопаточные отводы имеют прямоугольное сечение и применя- ются, как правило, в многоступенчатых насосах и в тех случа- ях, когда требуется повышенная чистота поверхности. Для обеспечения симметрии на выходе из рабочего колеса поток в спиральном отводе должен подчиняться уравнению 341
Рис. 7.17. Построение сечений спирального отвода Величина Tc=2nh/<d называется постоянной спирального от- Расход через сечение отвода, смещенное на угол 0 от нача- ла отвода, пропорционален этому углу: С учетом (7.37) расход через заданное сечение произвольной формы отвода Гг где Я —наибольший радиус сечения отвода; г3 — радиус ци- линдрической поверхности входа в отвод. Обычно &з=Ы-0,05£2; г3= (1,03-М,05) г2, (7.39) а очертания сечения принимаются по аналогии с насосами, хо- рошо зарекомендовавшими себя в эксплуатации. Ориентировоч- но углы у ^ 7ч-15°. v При проектировании нового отвода определяют 63 и г3 по формулам (7.39), задаются формой сечения (углом у) и строят зависимости Qv=f{R) (рис. 7.17), для чего целесообразно чис- ленно решить (7.38), задаваясь приращением радиуса Дг: /=1 где Bt=b/r. Отложив на оси Qv полную подачу насоса, разделим отре- зок на п равных частей (например, восемь), получим (имея 342
в виду, что расход через сечение пропорционален углу) расход в каждом сечении отвода и по кривой Q=f(r)—радиус оги- бающей в этом сечении поверхности R. Найденные радиусы откладываем в соответствующих сечениях и строим огибаю- щую. Однако полученный цилиндрический профиль не конструк- тивен как по гидродинамическим характеристикам (в углах создаются условия отрыва потока от стенок), так и по проч- ностным и технологическим. Профиль округляют, при этом пло- щадь отрезаемых и прирезаемых участков должна удовлетво- рять условию ■Г хСих==* уСиу- Диффузор спирального отвода для преобразования кинети- ческой энергии в давление при переходе скоростей потока от значений в устье спирали к значениям на выходе из отвода выполняется с углом конусности е=8°. Если сечение не круго- вое, то изменение площади по длине должно соответствовать площадям кругового конуса при е=8°. Длина диффузора соот- ветствует не более чем удвоению начальной площади. Далее рекомендуется внезапный переход, поскольку он не вызывает существенного изменения КПД. Отличительная черта лопаточных отводов — наличие не- скольких каналов по окружности, каждый канал состоит из спиральной и диффузорной частей (см. рис. 7.16,6). Спираль- ная часть канала ас выполняется постоянной ширины Ьъ. Стен- ки диффузорной части расходятся в одном или двух измерени- ях. Угол расхождения стенок диффузора е= 10-^12° для каналов с расширением в одной плоскости и е= 6-^-8° с расши- рением в двух плоскостях. Улита лопаточного отвода является логарифмической спи- ралью: /? ^ r3 exp f-^— b\t где Гс — постоянная спирального отвода. Число спиралей лопа- точного отвода определяется из условия, согласно которому выходное сечение должно быть приблизительно квадратным. Отводы осевого насоса (см. рисд 7.2,6) представляют собой спрямляющие пространственные решетки. Число лопаток отво- да не должно быть равным или кратным числу лопаток колеса. Осевой зазор между лопатками колеса и отвода выбирают рав- ным (0,1—0,15)/, а проекция лопаток в осевом направлении £-z^0,2dH. Угол входа соответствует углу выхода с рабочих лопаток, а угол выхода принимается около 90°. При необходи- мости за спрямляющими лопатками или совмещенным с ними располагается диффузор длиной (1,2—1,5) dH. 343
Отводы диагонального насоса представляют сложный про- странственный лопаточный отвод, угол выхода из которого, как и у осевых насосов, часто принимается равным 90°. Мери- диональное сечение проектируется, как и для рабочего колеса, например из условия равноскоростного потока (сМ. рис. 7.14). Соотношение расходных скоростей на входе и выходе выбира- ется по формуле Сзт/с4т=0,473+0,0011бл.. КПД ступени насоса. Работа ступени насоса характе- ризуется КПД т] = ЛГПол/ЛГ, где NnoJl=Gh — полезная мощность, отдаваемая в сеть; N — полная мощность, подводимая к ротору насоса. Условно можно представить Т] = Т]гТ1обТ1мех. Здесь т]г=1— hT/hT — гидравлический КПД; hT — гидравличе- ские потери в пределах насоса; т]0б=1— AQ/Qt — объемный КПД; QT — полный расход через проточную часть колеса; AQ— объемные потери на внутренних и внешних уплотнениях; т]мех=МВн/ N = GThT/N = l—ANuex/N — механический КПД; ДМмех — механические потери на трение в уплотнениях, под- шипниках и трение жидкости о ведущий и покрывающий диски колеса — так называемые потери на дисковое трение: Д#мех = #упл+#под+ЛГд.т. Ориентировочно т]г=0,8-^0,96 и может быть оценен по фор- муле т|г=0,7+0,0835 lgD^ где Z?A=4"|/Q/tt-103 мм. Здесь [Q]=m3/c, [я]=об/мин. Объемный КПД т]0б = 0,96-^0,98 и может быть оценен по формуле 1 Чоб~1+0,68/1Г2/3' Точное значение ц0б рассчитывается через объемные потери AQ. Механический КПД т]мех«0,92-т-0,99. Потери на дисковое трение составляют основную долю ме- ханических потерь и определяются по формуле ^ ^.T = 0,735CfP^(-^)3(l + ^-)> где V— толщина стенки колеса на выходе; Cf — коэффициент трения. Для воды Q» 0,002^0,003. 344
hT',h;NrAH hTibiWn *) hr\hiNr;Niri а о 0.0 a Рис. 7.18. Характеристики насоса при р2>я/2 (а), р2=я/2 (б), р2<я/2 (в) Потери в подшипниках Мпод и в уплотнениях Ыупл зависят от конкретной конструкции уплотнений и подшипников. Характеристики насосов. Зависимости h=f(Q); N=f(Q); ri=f(Q) при п=const называют характеристиками лопаточных насосов. Типичные теоретические и действитель- ные характеристики приведены на рис. 7.18. Теоретические ха- рактеристики hT=f(Q) линейны, что нетрудно показать на основании уравнения (7.4). Напор холостого хода (действительный и теоретический) всегда больше нуля, теоретическая мощность холостого хода Л^х.хтеор=0, а действительная Afx.x>0, так как учитываются ме- ханические потери и потери на внутреннюю циркуляцию. До- стоверная характеристика получается при испытании насоса. Действительную характеристику можно получить из теоретиче- ской, учитывая соответствующие виды потерь. Для подобных насоссв с одинаковым ns остаются приблизительно одинаковы- ми безразмерные характеристики h/ho=f(Q/Qo); N/N0=f(QiQo); riAlo=/(Q/Qo); индекс 0 отнесен к оптимальному расчетному режиму (рис. 7.19). Такие характеристики в первом приближении МО- Л/А* 1,8 us >,2 1,0 0,8 0,6 0* 0,2 ¥00^ ns=S20 ^ 210 WO S60 60 j ЮО^у 40 У/ У ^210 ^hOO п3=620 О 0,2 0* 0,6 0,8 7,Oa/Qo ° °>2 0,h 0,6 0,8 /,OQ/Q0 0 0,2 0,4- 0,6 0,8 1,0Q/Q0 Рис. 7.19. Безразмерные характеристики насоса 345
ryi быть использованы для построения действительных харак- теристик подобных насосов. Работа на сеть и р егу л и р о в а н и е п о д а чи. Каж- дый насос работает на какую-то внешнюю систему — сеть. Сеть имеет свою характеристику — зависимость сопротивления от расхода hc=f(Q). В любой момент работы насоса на сеть по- дача, отдаваемая насосом, равна подаче, поступающей в сеть, а напор насоса должен быть равен гидравлическому сопротив- лению сети, которое нужно преодолеть, чтобы обеспечить дан- ную подачу. На рис. 7.20 такая ситуация характеризуется пе- ресечением характеристик насоса и сети. Точка их пересечения А называется рабочей. Если нужно обеспечить новые расход и напор, используют регулирование работы насоса, которое может осуществляться двумя путями: изменением характеристики насоса и изменени- ем характеристики сети. Можно выделить следующие способы регулирования: дросселированием при п=const, байпасирова- нием (включением перепуска), изменением частоты вращения ротора, изменением условий входа в насос, изменением условий выхода из насоса. Наиболее употребительны первые три способа. При дрос- сельном регулировании в сеть вводится дополнительное сопро- тивление (для капельных жидкостей предпочтительно на на- порной стороне насоса, рис. 7.21,а). Получается новая характе- ристика сети h\c=f{Q) и новая рабочая точка Ax{hu Q{). Напор насоса идет на преодоление собственно сопротивления исходной сети при новом расходе Q\ и сопротивления дросселя Рис. 7.20. К определению рабочей точки Рис. 7.21. Регулирование подачи на- сосов дроссельное (а), включением байпаса (б) и изменением частоты вращения (в) &в 0-п О- Q7 # а2 dodi о, 346
Лдр. Величина NAP=pQ1/^p представляет собой дополнительную лотерю мощности на дросселирование. Дросселированием мож- но только уменьшить расход. При включении байпаса, параллельного насосу трубопрово- да, с изменяемым сопротивлением (рис. 7.21,6) получается новая характеристика сети /ic+6 = f(Q) и новая рабочая точка Ai(hu Qi). Подача насоса увеличивается, но она делится на расход, отдаваемый потребителю, Qn, который определяется характеристикой исходной сети, и на расход через байпас <2б: Qi = Qn+Q6. Величина N^=zpQ6hx представляет собой до- полнительную потерю мощности на байпасирование. С по- мощью байпасирования расход во внешней сети можно только уменьшить. У насосов с ns>250 об/мин мощность с увеличени- ем подачи падает. Поэтому вместе со снижением расхода во внешнюю сеть (при увеличении подачи насоса) несмотря на наличие дополнительных потерь на байпасирование потребляе- мая насосом мощность уменьшается. У центробежных насосов с azs<250 об/мин байпасирование всегда приводит к увеличе- нию общей потребляемой мощности. При изменении частоты вращения в соответствии с соотно- шениями (7.29) изменяется характеристика насоса. При увели- чении частоты вращения она сдвигается вправо вверх (рис. 7.21,<з), а расход увеличивается (рабочая точка Ах)\ при уменьшении частоты вращения характеристика смещается вле- во вниз, расход уменьшается (рабочая точка А2). Какие-либо потери, связанные с процессом регулирования подобно дроссе- лированию, не возникают. При изменении условий на входе и выходе рабочего колеса на составляющие основного уравнения турбомашины влияют путем изменения проекций абсолютной скорости на направле- ние вращения. В первом случае изменяется закрутка потока пе- ред колесом с помощью специальных направляющих устройств. Этот способ характерен для вентиляторов, а для насосов в энергетике практически не используется. Во втором случае изменяется угол выхода за счет поворота лопаток. Этот способ может быть использован для крупных осевых насосов. Совместная работа насосов на общую сеть. На общую сеть могут работать совместно два или несколько насо- сов. Насосы включают параллельно или последовательно. Широко практикуется параллельное включение циркуляцион- ных насосов. Если параллельные ступени насоса объединены общим корпусом, имеют общие подвод и отвод, то говорят о двух- или многопоточных насосах. Последовательно включа- ют основной и предвключенный (бустерный) питательные насо- сы, конденсатные насосы первого и второго подъема. Последо- вательно включены ступени многоступенчатого насоса. Если параллельные насосы и их ветви имеют одинаковые 347
а) *) Рис. 7.22. Параллельное (а) и последовательное (б) включение насосов характеристики, то говорят о симметричном включении насосов. Более общим случаем является несимметричное включение не- одинаковых насосов. Для нахождения рабочей точки при не- симметричном включении насосов используют приведенные к общей точке (рис. 7.22,а) характеристики насосов и сети. Приведенной характеристикой в точке называется зависимость статического напора в этой точке от расхода. Если насос А (рис. 7.22,а) имеет характеристику fiA=f(Q) и насос Б имеет характеристику hE=f(Q), то приведенные характеристики ма- шин записываются в виде НАп=Раа1р=11а+Ра/р—2/*нива—2Лга—с2 а/2; h£n = РАЕ/Р = ЬБ + р£/р — 2АНИвь- — 2ЛгБ — £| /2, а для сети Лс.п = Рдс/р = Рс/р+Лнив.с + 2Лг.с+С2с/2, где Агл, hTE—гидравлические потери в сети до общей точки; hTmC— гидравлические потери в общей сети; Лнив — изменение ниве- лирного напора; с — скорость в общем сечении трубопровода; индексы Л, £ и «с» относятся к насосам А, Б и сети соответст- венно. Суммарная приведенная характеристика hAEn = f(Q) нахо- дится сложением подач насосов при /in = const. Рабочая точка на- ходится как пересечение суммарной приведенной характеристики насосов h,ABn=f(Q) и приведенной характеристики сети hc.n = =f(Q). При параллельной работе насосов всегда суммарный расход равен сумме расходов через каждый насос: Qab = Qa-\-Qe. Од- нако расход через каждый насос меньше расхода через тот же насос при его индивидуальной работе на ту же сеть: Qa<Qau 348
Qb<.Qe\. Следовательно, Qab<.Qa\+Qbu т. е. удвоением, на- пример, числа одинаковых насосов невозможно получить удвое- ние подачи при работе на ту же сеть. При несимметричном: включении насосов увеличение их подачи произойдет, если ра- бочая точка будет лежать правее точки К (рис. 7.22,а). Для нахождения рабочей точки при последовательном вклю- чении насосов используют непосредственно характеристики на- сосов и сети без приведения их к какой-либо точке. Рабочая точ- ка определяется из пересечения характеристики сети hc=f(Q) и суммарной характеристики насосов hAE=f(Q) (рис. 7.22,6). Суммарная характеристика насосов находится сложением ха- рактеристик насосов при постоянных подачах. При последова- тельном включении суммарный напор равен сумме напоров; насосов: hAE—hA-\-hB. Напор каждого насоса меньше напора при индивидуальной работе того же насоса на ту же сеть: /ia</*ai и Кб<Мв\. Сле- довательно, последовательное включение двух одинаковых на- сосов не приведет к удвоению напора. Кавитация в насосах. С работой насосов на капель- ных жидкостях связано явление кавитации. Сущность кавита- ции заключается в образовании разрывов сплошности в тех местах потока, где давление снижается до значения, соответст- вующего насыщению при данной температуре жидкости. В та- ких местах жидкость быстро вскипает, образуются полости, за- полненные паром и частично выделившимися из раствора газа- ми. Пузырьки увлекаются потоком в область более высокого' давления, где они конденсируются — происходит «схлопывание» пузырьков. Конденсация пара идет с большой скоростью. В мо- мент завершения конденсации частицы внезапно останавлива- ются— происходит точечный гидравлический удар. Частота ударов при кавитации колеблется в пределах от 500 до 25 000 с-1 и зависит от давления и скорости потока. Средние давления удара могут достигать 30 МПа, а «точечные» давле- ния оцениваются тысячами мегапаскалей. Начальная стадия кавитации сопровождается характерными потрескиванием в области всасывания насоса. Это так назы- ваемая местная кавитация. Заметного изменения характеристик насоса не наблюдается, хотя и в условиях местной кавитации Т*ри длительной работе насоса возможно разрушение отдельных его элементов. Наиболее устойчива против кавитационных раз- рушений нержавеющая сталь, содержащая никель и хром. По мере усиления кавитационных явлений может произойти умень- шение напора, подачи насоса и КПД и далее полный срыв ра- боты — развитая кавитация. Характер развития кавитационных явлений зависит от фор- мы рабочего колеса, т. е. от ns (рис. 7.23). У тихоходных колес (az^IOO) характеристики почти не изменяются с изменением 349-
П*<700 100<ns<500 ns >500 Рис. 7.23. Характеристики насосов различной быстроходности без кавитации ( ) и с кавитацией ( ) давления на входе вплоть до кавитационного срыва, когда они резко падают. У колес с более высоким значением п8 (100— 500) кривые (сплошные) снижаются постепенно, начиная с не- которого момента и до резкого кавитационного срыва. В осе- вых насосах с л5>500 вообще нет отчетливо выраженной точки кавитационного срыва, имеется лишь постепенное снижение кривых. Минимальное давление в насосе меньше среднего давления на входе. Область минимального давления, а следовательно, и область возможного возникновения кавитации находится обыч- но на тыльной стороне лопаток на некотором расстоянии от входных кромок. Во избежание кавитации давление на входе должно превышать давление насыщения на определенную, за- висящую от конструкции насоса величину. Эта величина назы- вается антикавитационныи запасом энергии, обозначается Айдоп и выражается обычно в метрах столба перекачиваемой жидкости: где ф= 1,15ч-1,3 — коэффициент запаса; ДЛКр — критический антикавитационныи запас энергии, определяемый по началу срыва характеристики и характерный для конкретной конст- рукции насоса. Конструкция насоса характеризуется определенным кави- тационным коэффициентом быстроходности -J/2 60Q (ЛйКр/10)3/4 ' Здесь [д]=с-1; [<2] = м3/ч; [A/ikp]=m. Кавитационный коэффициент быстроходности насосов с раз- личной формой поточной части колеса (различные п8) имеет следующие значения: п5 С 50—70 70—80 80—150 150—200 600—750 800 800—1000 1000—1200 350
Рис. 7.24. Определение допустимой высоты всасывания тг& Ьдоп Рис. 7.25. Способы улучшения антикавитационных свойств насоса: а — уширенный вход; б — предвключенный шнек; в — пред- включенный эжектор; г — перфорация лопаток; д — локаль- ное понижение температуры с) Ю в) г) д) Для колес с развитым (уширенным) входом с выдвинутыми участками лопаток во всасывающую воронку С= 1000ч-1300 (например, у конденсатных насосов). Для центробежной ступе- ни с предвключенным шнеком С=3000-^-4000. Действительный антикавитационный запас энергии на вски- пание может быть рассчитан по формуле Mi=%xc\l2g+X2w\l2g. Для тихоходных насосов ^ = 1,4; ^,2=0,85. Для насосов нор- мальной и большой быстроходности ^i = l,2; ^2=0,3. Используя понятие антикавитационного запаса энергии, найдем наиболь- шую (критическую) высоту, на которую может быть поднята жидкость от свободного уровня до входа без развития кавита- ционных явлений (рис. 7.24): Лдоп= (Рпов—Рнас) / (gp) +фДЙкр—2^г, где 2ftr —сумма гидравлических потерь; рНас — давление насы- щения; Рпов — давление над поверхностью. * При перекачивании кипящей жидкости или жидкостей с тем- пературой, близкой к температуре кипения, давление в сосудах (баках, барабанах-сепараторах и т. д.) устанавливается рав- ным давлению насыщения: Йдоп= — (<pAftKp+2/lr) У т. е. насос должен работать с определенным подпором, под за- ливом. Устанавливается такой насос, например конденсатный,. при компоновке оборудования на сколь возможно низкой от- метке. 351 Рпов
Рассмотрим некоторые способы предотвращения или ослаб- ления кавитации. Прежде всего эффект ослабления кавитации можно полу- чить за счет уширения входа в колесо (рис. 7.25,а). Рекомен- дуется /i//0~2,5 [f1=jcD1fe1 — площадь, ометаемая входными кромками лопаток 7, /0 = Фо — dlT) / 4 — площадь входной торловины]. У входных кромок возникает интенсивное вихре- вое движение. За счет жидкости, возвращающейся из межлопа- точного пространства, повышается давление перед входом и на входе в колесо. Колеса с уширенным входом широко использу- ются в конденсатных и питательных насосах. Один из наиболее эффективных способов предотвращения кавитации — использование шнеко-центробежных ступеней (рис. 7.25,6) с предвключенным шнеком 2. Этот способ широко используется в ТНА летательных аппаратов. В последние годы ■он находит все большее применение и в насосах стационарных энергоустановок. За счет шнека создается необходимый подпор на входе в центробежное колесо, что затягивает или предотвра- щает возникновение кавитационного срыва. Повысить давление на входе в насос можно с помощью встроенного эжектора <?, который работает на жидкости, отби- раемой из напорной магистрали насоса (рис. 7.25,в). Для повышения давления в наиболее опасной с точки зре- ния развития кавитации области на тыльной стороне лопаток эту область можно соединить отверстиями 4 с зоной повышен- ного давления на рабочей стороне лопаток (рис. 7.25,г), причем вход в отверстия целесообразно размещать на большем радиу- се, чем выход. В насосах, работающих на горячих жидкостях, ослабить ка- витацию можно, если на лопатки вблизи от их входных кромок или непосредственно через кромки подавать холодную жид- кость (рис. 7.25,(5). Жидкость отбирается из напорного патруб- ка, охлаждается в холодильнике 5 и подается в сверления 6 в теле лопаток, откуда через отверстия или пористые вставки •она поступает на поверхность лопаток, обеспечивая повышение давления и уменьшение температуры в пристеночной области. Потери мощности в этом случае меньше, чем при использова- нии предвключенного эжектора. Ступень осевой турбины. Ступень турбины, включающая сопла и рабочую решетку, называется ступенью давления. Ее можно использовать в качестве самостоятельной одноступенча- той турбины или в составе многоступенчатой турбины. Расши- рение рабочего тела происходит или только в соплах, или в соп- лах и в каналах рабочей решетки. В первом случае ступень на- зывается активной, во втором — реактивной. Отношение перепада энтальпий /i02, срабатываемого в кана- 352
Рис. 7.26. i—S-диаграмма процесса расширения рабочего тела в турбинной ступени: а — активная ступень; б — реактивная ступень Wr^ Рис. 7.27. Профили турбинных решеток: а —реактивной (сопловой); б — активной (рабочей) лах рабочей решетки, к суммарному перепаду энтальпий на соплах и рабочей решетке ft0i+/*02 называется термодинамиче- ской степенью реактивности: pT=h02/(hoi+ho2). Для активной ступени р,т = 0. К активным же относят ступени с рт<0,1-ь-0,2. Небольшая степень реактивности необходима для предотвращения эжектирования пара из зазоров. i — S-Диаграммы процесса расширения в активной и реак- тивной ступенях изображены на рис. 7.26. На рис. 7.27 приве- дены характерные профили турбинных решеток: конфузорной реактивной (рис. 7.27,а) и активной [с малой конфузорностью (рис. 7.27,6)]. Основные геометрические параметры, характери- зующие решетку профилей: Ь — хорда профиля; / — шаг решет- ки; В —ширина решетки; / — высота лопаток; d — средний диа- метр кольцевой решетки; А — толщина выходной кромки; ах — 23-7000 353
-Ро Рис. 7.28. Расшире- ние в косом срезе ширина канала на выходе конфузорной решетки; а2— ширина канала на выходе рабочей решетки; сн, р2 —углы выхода пото- ка из сопловой и рабочей решеток; сс0 и $г — углы входа; а2— угол абсолютной скорости на выходе из рабочей решетки. Средние углы выхода потока си и р2 при докритических скоро- стях близки к так называемым эффективным углам: а1эф = агс$т(а1/^1); p234>=arcsin(a2/f2). В дальнейшем будем опериробать именно этими эффективными углами, опуская индекс «эф». Индексом «п» обозначим углы скелетной линии профиля, ссу и ру — установочные углы профи- лей. Разность между эффективным углом входа и углом скелет- ной линии на входе называется углом атаки: /=;Pm—pi. При е>е*, в докритической области, расчетным является уз- кое сечение ab, проходящее через выходную кромку лопатки — точка Ь. При е<е*, при сверхзвуковых течениях, используются решетки с узким сечением, отодвинутым в глубь решетки на- встречу потоку. Узкое сечение в этом случае является критиче- ским, и за ним следует расширяющаяся часть сопла. При не- значительном превышении критической скорости для расшире- ния в области е<е* может быть использован так называемый косой срез — cab на рис. 7.28. Эта часть сопла работает как расширяющееся сверхзвуковое сопло. При этом в его пределах скорость не только увеличивается от значения с* до с, но и поворачивается из-за несимметрии сопла на некоторый угол б. Из уравнения неразрывности для кртического и выходного се- чений можно найти угол поворота: sin(a1 +д) __ ^с* sinotj v*c± Предельная степень расширения в косом срезе для изрэнтро- пического потока 5a~~[k + \) kuk-u (sino^ 2k/(k + \) (7.40) 354
Действительно достижимая степень расширения в косом срезе несколько меньше найденной по формуле (7.40). Течение потока в канале сопряжено с потерями энергии. Для их характеристики вводятся понятия коэффициентов по- терь в соплах и на рабочих лопатках: у he У ^л С ~ Л01+с0«/2 ' л ^ Ло. + ^1Я/2 ' где ho\+c2ol2; h02+w2i/2; hc, Нл — располагаемая и потерянная кинетическая энергия в соответствующих решетках. Отношение действительной скорости к теоретической назы- вается коэффициентом скорости: 4=C\lcxt\ yp = w2lw2t. Очевидно, что Поток рабочего тела покидает ступень со скоростью с2. Ки- нетическая энергия, соответствующая скорости с2, в ступени не используется и называется потерей с выходной скоростью: Отношение полезной работы /дв, отдаваемой потоком в ка- налах рабочей решетки, к располагаемой энергии потока Е0 называется относительным лопаточным КПД турбинной сту- пени: г\о.л = 1Лв/Е0. (7.41) При этом учитываются только потери в лопаточном аппарате ступени и потери с выходной скоростью: /дв = £0-/гс-Лл-Л;.с. (7.42) Под располагаемой энергией ступени понимают энергию, определяемую выражением EQ=XoC2o/2+h0—х2с22/2, где /io=^oi+^o2; %о— доля кинетической энергии входящего в ступень потока, которая может быть использована в данной ступени; %2 — доля кинетической энергии выходящего из ступе- ни потока, которая может быть использована в последующих ступениях; h'BX= (1— %2)hB.c. Для одиночной ступени %2=®\ для промежуточных 0^1%2<Л- Для активной ступени при рт-=0 и при условии %о=0 и %2=0 выражение (7.41) преобразуется к виду 1)0.л = 2ха (ср cos а, - ха) ( 1 - ф^-1) = \ cosP2/ = 2^1(cosa1-^1)(l-*^)f \ cosp2/ 23* 355
Цо.л 0,8 0,6 0,4 0,2 kd Г I л 1 -и V ^ *ч 1% ^о.л 0,2 0,4 0,6 0,8 Х1 Рис. 7.29. Относительный ло- паточный КПД активной сту- пени 0,8 0,6 0,4 0,2 О 0,2 0,4- 0,6 0,8 /,0хрХа Рис. 7.30. Относительный ло- паточный КПД реактивной ступени Г"—' / / V ... ^ ^rlo.n-f(xa)\ ^лл = /(*/) где ха=и/са; xi = u/Ci\ ca==y2/i0 —некоторая фиктивная ско- рость. Величины хи ха называются характеристическими коэф- фициентами ступени. Если положить, что углы ai, $i и р2 не зависят от Хи и ис- следовать функцию r\0.n=f(X\) на максимум, то оказывается, что максимальные значения КПД соответствуют условию хг = — cos a1# 2 Обычно ai = 12-M8°, а coscti~l. Тогда оптимальные значе- ния *i = 0,4+0,5. Характерная зависимость т1о.л = f(X\) для активной ступени приведена на рис. 7.29. Здесь же качественно показано соотно- шение отдельных составляющих потерь в соответствии с урав- нением (7.42). Для реактивной ступени с р7=0,5 при ai = P2, <p = i|>, %о= =Х2=1 выражение (7.41) преобразуется к виду = x1(2cosa1—x1) 1/^—1+^(20)80!—ХХ) ' причем т]0.л-^п1ах при хх = cos ai~ 0,9ч-1. Если перейти к ха, его оптимальное значение будет *aonT = (COSai)/]/2. Сравнение оптимальных значений ха для активной и реактив- ной ступеней показывает, что ^реакт COS ax / ~VTI' COS 04 = V2, т. е. оптимальное значение характеристического коэффициента для реактивной степени в У2 раз больше, чем для активной. 356
Следовательно, на активной ступени того же диаметра можно сработать перепад энтальпии при оптимальном КПД больший, чем на реактивной ступени. Примеры зависимости т)о.л=/(*1) и г\о.л = !(ха) для реактивной ступени приведены на рис. 7.30. Рассмотренный относительный лопаточный КПД отражает наличие потерь в сопловых и рабочих решетках и потерь с вы- ходной скоростью. Кроме указанных в ступени возникают до- полнительные потери, учет которых приводит к понятию внут- реннего КПД ступени. Это потери на трение, вентиляцию и кон- цевые (или на выколачивание). Диск турбинной ступени вра- щается в заполненном рабочим телом объеме, ограниченном неподвижными стенками корпуса. Требуются определенные за- траты мощности на преодоление трения диска в рабочем теле и вихреобразования в объеме. Если рабочее тело подводится к лопаткам не по всей окруж- ности, а парциально, возникают дополнительные потери, назы- ваемые потерями на вентиляцию. Степенью парциальности е называют долю окружности, по которой подводится рабочее тело к рабочим лопаткам: если рабочее тело подводится по всей окружности (е=1), потери на вентиляцию равны нулю. Увеличивая гидравлическое сопротивление на входе в рабочие каналы и выходе из них в той части дуги, где, нет подвода па- ра, например с помощью защитного кожуха с малыми зазора- ми относительно рабочих лопаток, можно значительно (в 2— 3 раза) понизить потери на вентиляцию. Для расчета потерь на трение и вентиляцию широко исполь- зуется полуэмпирическая формула Первое слагаемое в квадратных скобках соответствует потерям (кВт) на трение, а второе — на вентиляцию. Здесь ек — относи- тельная дуга облопачивания, защищенная кожухом: А = 1,0; В = = 0,4; р — плотность рабочего тела, кг/м3; Х=1,0 — для пере- гретого пара и газа и 1,2ч-1,3 — для насыщенного пара. Помимо вентиляционных потерь при парциальном подводе рабочего тела возникают потери на концах дуг сопловых сег- ментов — так называемые концевые потери, или потери на вы- колачивание. При практических расчетах для оценки потерь на выколачивание пользуются полуэмпирической формулой t. 0,135^2 где b2y k — ширина и высота рабочих лопаток; т — число групп сопл (число пар концов сопловых сегментов); |k=Nk/N0 —ко- эффициент потери на выколачивание. 357
Если далее ввести %t.b=Nt.b/No— коэффициент потери на трение и вентиляцию, то относительный внутренний КПД сту- пени Строго говоря, при определении КПД необходимо учесть утеч- ки рабочего тела. (Влияние утечек рассмотрено ниже в отдель- ном параграфе.) Именно внутренний КПД характеризует долю мощности, передаваемой от рабочего тела на ротор турбины: y)0i = NBH/(GE0)=NBH/N0, где NBH— внутренняя (полезная) мощность турбины; G — рас- ход рабочего тела. Расчет ступени турбины. При расчете ступени должны быть заданы параметры рабочего тела перед ступенью, частота вра- щения, ее диаметр, расход рабочего тела, располагаемый пе- репад энтальпии и характеристический коэффициент. Для про- межуточной ступени расход и диаметр могут быть найдены из предварительного расчета турбины в целом. Для отдельной ступени диаметр рассчитывается через известные располагае- мый перепад энтальпии h0 и характеристический коэффици- ент ха: с1 = хаУЩ/(ъп). Для определения расхода при заданной мощности (внутрен- ней) предварительно оценивается r\0i. Далее находится G = NBH/(i\Qih0). Выбирается степень реактивности рг. Для активных ступеней рг=0,02-^-0,1. По начальным параметрам определяют парамет- ры торможения ро, v0 и находят степень расширения в соплах z=Pi/po. Если 8>е*, течение дозвуковое, сопло выполняется сужи- вающимся. Из уравнения неразрывности определяется необхо- димая высота на выходе из сопл 1\\ eli = Gvit/ (ndcuiii sinkzi), где ры — коэффициент расхода; Vu — удельный объем (находит- ся по / —S-диаграмме); сц определяется из уравнения энергии. Оптимальное значение угла ai = 12-И8°. Обычно коэффициент расхода \i\ = 0,96^-0,98. Далее необходимо задать е или 1\. Для ступеней высокого давления при малых объемных расходах рабочего тела обычно задаются /ь но степень парциальности не должна быть менее £=0,10-7-0,15. При заданном диаметре ступени d\ увеличение степени парциальности можно получить уменьшением 1\ и a.i, HO /imhh= 10-7-12 мм. 358
Если Pi//?o<e*, т. е. истечение в сверхзвуковой области, то высота сопл в расчетном сечении определится из условия кри- тического расхода в узком сечении О t64Snde У p0/vQ sin аг Если высота сопловой решетки на выходе U оказалась при- емлемой, необходимо выбрать профиль лопатки, пользуясь ат- ласом профилей. Ширина профиля Ь\ должна обеспечивать необходимую прочность и жесткость диафрагмы. Обычно для активных ступеней &i = 40-f-80 мм, а для реактивных &i = 20-f- 60 мм. Из условия минимальных потерь выбирается относи- тельный шаг решетки t\ = t\\b\ = 0,7-^0,8. Для данного профи- ля и условий его работы по атласу определяется £с. Тогда 9 = "|Л — Сс; сг = <pclt] hc = Сс[(1 — ?T)h0 + %0с02/2]. Необходимый эффективный угол ai обеспечивается установкой профиля под углом ау, который находится по атласу в зависи- мости от ?i и аь Высота лопаток на выходе из рабочих решеток также нахо- дится из уравнения неразрывности: I _ Gv2t ndx ew2t \i2 sin a2 где v2t — удельный объем пара на выходе из решетки при изо- энтропическом расширении; парциальность е выбрана при рас- чете сопловой решетки; w2t находится по уравнению энергии. Для активных решеток fe^'fr—(3-т-5°), а для реактивных, как правило, p2=cti, a2=iPi. Строго говоря, углы р2 должны вы- бираться по опытным данным для данного профиля лопаток. Высота рабочих лопаток на входе Г2 не рассчитывается, а выполняется с некоторой перекрышей по отношению к сопло- вым лопаткам: в коротких лопатках (15—25 мм) перекрыша д/=//2—/1 = 2-М мм, в последних ступенях Л/ составляет 15—20 мм. Длина хорды профиля выбирается из условия прочности. В ступенях среднего и высокого давления активных турбин она обычно составляет 25—60 мм. Далее по атласу выбирается профиль и находится соответствующий ему коэффициент потерь £л. Тогда Ф = /Т^ТЛ; ш2 = <К,; Лл = ирЛ + ^2/2]. Потери, относительные к располагаемой энергии ступени £<ь можно записать в следующем виде: потери в сопловой решетке t __ г (1—Рт)^о + Хо^о2/2 5с — ^с - ; 359
потери в рабочей решетке _ * рА+«У/2 потери с выходной скоростью ?в.с=с22/(2£0). Тогда относительный лопаточный КПД ступени Т)о.л=1— |с—?л — £в.с(1— Х2). По данным проведенного расчета можно изобразить i — S-диа- грамму процесса расширения рабочего тела аналогично рис. 7.26. Некоторые характеристики профилей согласно атласу* приведены в табл. 7.3. Буква С обозначает сопловые лопатки, а буква Р — рабочие. Буквами А, Б, В обозначены профили соответственно для дозвуковой, околозвуковой и сверхзвуковой областей течения. Турбины со ступенями скорости. КПД турбинной ступени является функцией характеристического коэффициента. Для активной ступени лгаопт = 0,4-^0,5. Значения окружной скорости ограничены по условиям прочности и габаритам. Следователь- но, при заданных частоте вращения и диаметре ступени опти- мальному значению ха соответствует определенное значение скорости са, т. е. совершенно определенный перепад энтальпии h0i который может быть сработан на ступени с хорошим КПД. Ограничив диаметр ступени в пределах 1—2 м, для турбины с /г=50 с-1 получим значения /i0=52,5-f-210 кДж/кг (или 11—43 ккал/кг). Если при фиксированных диаметре и частоте вращения увеличивать располагаемый перепад энтальпии на ступени, то КПД резко уменьшается. Основную долю потерь составляют потери с выходной скоростью. КПД ступени при большом перепаде энтальпии на ступень (малые Ха) может быть повышен, если использовать кинетиче- скую энергию потока, покидающего каналы рабочей решетки. За первым рядом профилей рабочей решетки устанавливается второй ряд профилей, а при необходимости и третий, и четвер- тый, жестко связанные с ротором (диском) ступени. Для обес- печения необходимого направления потока на входе во второй и следующие ряды рабочих лопаток перед ними располагаются направляющие аппараты, в которых происходит поворот потока без дополнительного расширения (рт^0,02). * Дейч М. Е., Филиппов Г. А., Лазарев Л. Я. Атлас профилей решеток осевых турбин. М.: Машиностроение, 1965. 96 с. 360
Таблица 7.3. Характеристики профилей решеток осевых турбин Обозначение С-9009А С-9012А | С-9015А С-9018А С-9027 А С-9038А С-5515А С-6030 А Р-2314А Р-2617А Р-3021 А Р-4629 А Р-5033 А Р-5535 А Р-6038 А Р-2314Ак С-9012Б С-9018Б Р-2717Б Р-3525 Б С-9008В С-9012В С-9022В Р-2522 В Р-3330 В iff 7—11 10—14 13-17 16—20 24—30 35—42 12—18 27-34 12—16 15—19 19—24 25-32 30—36 32-38 35—42 12—16 10—14 16—20 1 15-19 22—28 7-10 10—14 18-24 20—24 28--32 а°опт, ^опт' град 70—120 70—120 70—120 70—120 70—120 70-120 45-75 45—85 20-30 23-35 25—40 44—60 47—65 1 50—70 55-75 20-30 70-120 70—120 23—45 30—50 70—120 70—120 70-120 23—27 30—36 опт 0,72-0.85 0,72—0,87 0,70-86 0,70-0,80 0.65—0,75 0,60—0,73 0,72—0,87 0,52—0,70 0,60—0,75 0,60-0,70 0,58—0,68 0,45—0,58 0,43—0,55 0,42-0,52 0,41—0,51 0,60—0,75 0,72-0,87 , 0,70—0,80 0> 57—0,65 0,55-0,65 0,60—0,70 0,58—0,68 0,55—0,65 0,54—0,65 0,51-0,61 ауопт, Руспт' град 27—31 31—35 35—40 40—44 46—50 60—70 51—57 68—73 75—80 75—80 77—81 75—80 76—80 77—81 75-80 75-80 31—35 40—44 76—81 77—81 27—31 39—43 47—52 87—90 87-90 Число Маха "опт 0,65-0,95 0,60—85 0,50-0,85 0,50—85 0,60-0,90 0,66—0,95 0,70-0,95 0,65-0,95 0,75-0,95 0,75—0,95 0,70-0,90 0,55—0,85 0,55—0,85 0,55—0,85 0,55-0.85 0,70—0,95 0,85—1,10 0,85—1,10 0,80—1,10 0,85—1,10 1,4—1,80 1 1,4—1,70 1,4—1,70 1,35—1,60 1,35-1,60 Ь, мм 60-6 62,5 51,46 47—15 45,0 45,0 45,0 34,56 26,95 25,72 25,63 25,60 25,61 25,70 26,07 25,95 56,58 47,15 25,40 25,16 64,6 40,9 38,7 20,0 25,0 *сл. опт при /=1 4 4 4 4 4 3 3,5 6 6 6 8,5 3,5 5 9 6 9 12 10 7,5 При одной ступени расширения (ступени давления) и од- ном ряде сопл устанавливаются несколько последовательных рабочих решеток, называемых ступенями скорости. В результа- те потери с выходной скоростью уменьшаются. Относительный лопаточный КПД равен отношению суммар- ной мощности на лопатках ступени к располагаемой энергии: п 71о-л = 17 Ъ/двг' i п Очевидно, что 2'дв*>'ъ т- е- суммарная мощность на лопатках i больше мощности только первого ряда рабочих лопаток при прочих равных условиях. Следовательно, можно ожидать и уве- личения КПД. Кроме того, КПД можно получить, вычитая из единицы относительные потери в каждом элементе ступени 361
Пи 0,6 0,4 0,2 ^7 ^J Z Рис. 7.31. Относительный ло- паточный КПД турбины со сту- пенями скорости (числа у кри- вых — количество ступеней) 0,1 й,2 О, J Othxa (в соплах, рабочих лопатках, направляющих аппаратах) и с выходной скоростью: /По.л= 1—£с — ?л — £н.а — \'л— • • • |в.с К потерям турбины с одной ступенью скорости добавляются дополнительные потери, обусловленные наличием новых эле- ментов проточной части —направляющих аппаратов (Ен.а, 5н.а) и рабочих решеток (£л, Ел-..)- Следовательно, увеличения т)0.л можно ожидать только в том случае, когда дополнительные потери меньше потерь с выходной скоростью. На рис. 7.31 показано изменение т)0.л Для дисков с одной, двумя и тремя ступенями скорости. Оптимальное значение ха находится в следующих интервалах: одна ступень — л;а = 0,4-^ 0,5, две ступени — *а=0,25ч-0,3, три ступени — ха = 0,08ч-0,16. В указанных интервалах увеличение числа ступеней приводит к росту КПД. Следует отметить, что оптимальный КПД с уве- личением числа ступеней уменьшается. Расчет решеток и потерь в них для дисков со ступенями скорости проводится аналогично расчету ступени с одновенеч- ным диском, при этом следует иметь в виду следующие реко- мендации: |ц = 0,974-0,98; |x2«ftl.a «^ = 0,934-0,95; ах = = 10-20°; p2='fc- (34-5)°; a'i = a2- (5-10)°; p'2=P'i- _ (74-18)°. Диски со ступенями скорости используются в качестве турбин для привода насосов, а также в качестве первой, регулирующей ступени многоступенчатых турбин. 7.3. ОСЕВЫЕ И РАДИАЛЬНЫЕ УСИЛИЯ В ТУРБОМАШИНАХ И ИХ УРАВНОВЕШИВАНИЕ В процессе работы роторы турбомашин подвергаются дей- ствию осевых и радиальных сил. Наряду с силами тяжести су- щественную роль, а часто и определяющую, играют некомпен- сированные усилия со стороны рабочего тела. Результирующие 362
усилия воспринимаются подшипниками и не должны превы- шать определенных допустимых значений. Особенно жесткие требования по ограничению этих усилий предъявляются в гер- метичных машинах ЯЭУ (герметичные циркуляционные насосы и т. п.). В осевых машинах с осесимметричными вводом и вы- водом рабочего тела большие значения имеют только осевые усилия. В радиальных же машинах весьма существенными мо- гут быть радиальные нагрузки. Рассмотрим подробно осевые и радиальные усилия, действующие на ротор со стороны рабоче- го тела, и способы их уравновешивания на примере центробеж- ных насосов и осевых турбин как наиболее характерных видах силового энергетического оборудования. На рабочее колесо насоса, вращающееся в полости корпуса (рис. 7.32), действует сила статического давления. В силу сим- метрии распределения давления по окружности колеса при ра- боте насоса в нормальном режиме радиальная составляющая результирующей силы давления равна нулю. Результирующее осевое усилие определяют интегрированием распределения дав- ления по радиусу в пределах проекции соответствующей по- верхности на плоскость, перпендикулярную оси вращения. Результирующее осевое усилие действия статического давле- ния на колесо складывается из усилий давления на внешние и внутренние поверхности дисков колеса. Будем считать, что дав- ление по ширине колеса при г=const не изменяется. Тогда уси- лия, действующие на внутренние поверхности переднего и зад- него дисков рабочего колеса в пределах от радиуса переднего уплотнения гу до радиуса г2, взаимно уравновешиваются. Ре- зультирующее усилие складывается из силы постоянного дав- ления в пределах от гвт до гу, действующей в правую сторону, силы давления на внешнюю поверхность переднего диска, так- же направленной в правую сторону, и силы давления на внеш- нюю поверхность заднего диска, направленной в противополож- ную, левую сторону. Выделим в зазоре между вращающимся диском и неподвиж- ной стенкой корпуса кольцевой объем жидкости, ограниченный радиусами г и r-\-dry шириной, равной ширине зазоров S. Если ширина зазоров S достаточно мала и радиальными перемеще- ниями жидкости можно пренебречь, то с достаточной точностью можно считать, что жидкость в зазоре вращается с угловой скоростью о)1 = со/2, где со — скорость вращения колеса. На выделенный объем действует центробежная сила dFlx=pr(o2l-2nrSdri которая на участке радиуса dr создает приращение давления dp=pco2\rdr. 363
Рис. 7.32. Колесо центробежного насоса {а) и распределение давления в нем (б) Если на выходе из колеса давление равно р2, то давление на произвольном радиусе P = P2—^dp = /?2 - р -^- (Г22 — Г2). г Осевая сила возникает в результате различия давлений, дейст- вующих на рабочее колесо слева и справа при rBT^r^ry (за- штрихованная часть распределений давления на рис. 7.32). Ре- зультирующая осевая сила давления гу FS = 2т, J г^2_р_^_ (г22 -г2)]dr - ъ(г2у - rl)р1т Направлена она в левую сторону, т. е. навстречу входу жид- кости в колесо. Кроме силы давления на колесо действует усилие, появля- ющееся в результате изменения импульса потока рабочей жид- кости в колесе, Fz*=Gc0y и направлено оно в направлении по- тока, поступающего в колесо. Полное усилие, действующее на рабочее колесо насоса, Fz=Fzp—Fz\ Уменьшению осевой силы способствуют все факторы, веду- щие к снижению средней угловой скорости жидкости со сторо- ны переднего, покрывающего диска и к повышению со стороны заднего, рабочего диска. Угловая скорость вращения жидкости зависит от ширины зазора и уменьшается с его увеличением. Следовательно, увеличение переднего осевого зазора по срав- нению с задним приведет к снижению результирующего осево- го усилия. Течение жидкости от центра к периферии приводит к снижению угловой скорости. 364
^ШШ?Ш. <0 (Г) Рис. 7.33. Способы разгрузки осевых усилий О Если осевая сила велика и не может быть воспринята упор- ным подшипником, применяют специальные меры, которые при- водят к уменьшению осевой силы, но связаны с усложнением конструкции, а в большинстве случаев —и с ухудшением КПД насоса. Некоторые способы разгрузки основаны на создании симметричного распределения давления с обеих сторон колеса. Это использование двухпоточных колес (рис. 7.33,а) для насо- сов с большой подачей; устройство разгрузочных камер / на тыльной стороне рабочего диска, соединенных со входом в ко- лесо с помощью трубки 2 (рис. 7.33,6) или отверстий 3 (рис. 7.33,0). Кольцевое уплотнение разгрузочной камеры вы- полняется на радиусе переднего уплотнения (при этом остается некомпенсированным некоторое остаточное осевое усилие) или на большем, подбираемом экспериментально, радиусе. Сечение разгрузочных трубок и отверстий должно быть не менее чем в 5 раз больше сечения уплотнения. Наличие разгрузочных трубок и отверстий и протечек через них нарушает структуру потока на входе в колесо, КПД насоса снижается на 4—6%. Эффективным способом разгрузки осевых усилий является установка четырех —шести радиальных ребер (импеллера) на тыльной стороне ведущего диска (рис. 7.34). Скорость враще- ния жидкости в межреберном пространстве coi^co. Происходит Р'Рг Р2~Рт P'Pt\ \ Р2-Рг / / Ж а) *) Рис. 7.34. Колесо с импеллером (а) и распределение давления в нем (б) 365
Рис. 7.35. Встречное расположение Рис. 7.36. Гидравлическая пята колес деформация распределения статического давления на стороне ведущего диска. Необходимое значение радиуса вершины ребра га определяется из условия компенсации осевого усилия: Га - VrlT + |Л6/У(3™Р). Рассмотренные способы компенсации осевых сил широко применяются в одноступенчатых насосах, но могут быть исполь- зованы и на каждой ступени многоступенчатых насосов. В по- следних часто применяют встречное расположение рабочих колес (рис. 7.35). Наиболее распространенный и наиболее эф- фективный способ уравновешивания осевых усилий в высоко- напорных многоступенчатых насосах — автоматическое уравно- вешивание с помощью гидравлической пяты (рис. 7.36). В этом случае в течение длительного времени обеспечивается надежное уравновешивание осевых сил в широком диапазоне их изменения, отпадает надобность в упорном подшипнике. Основу уравновешивающего устройства составляют две по- следовательно расположенные щели А, В и разгрузочный диск (пята) Г. Кольцевая щель А имеет постоянный коэффициент сопротивления, а коэффициент сопротивления торцевой щели В изменяется при осевых перемещениях ротора вследствие изме- нения торцевого зазора. Давление р\ в камере Б гидропяты больше давления р2 в камере за пятой. Разгрузочный диск устанавливается на напорной стороне насоса за последней сту- пенью, а камера за гидропятой соединяется с подводящим ка- налом первой ступени. Геометрические соотношения разгрузоч- ного устройства рассчитываются из условия статического рав- новесия ротора насоса. Общее сопротивление разгрузочного устройства должно быть таким, чтобы расход через него не превышал 5% номинального расхода через насос. Из условий надежности и по технологическим соображениям размер зазора кольцевой щели принимают hx = 0,2—0,3 мм, торцевой щели 366
Й2=0,1-г-0,2 мм, отношение h2/R2= (0,8-f-l,2) -10"3. Предпола- гается линейное изменение давления по радиусу в пределах торцевой щели. При изменении осевого усилия на колесо насоса изменяется зазор /i2, а с ним и дарление р2. Изменение торцевого зазора продолжается до тех пор, пока смещающая и уравновешиваю- щие силы не уравняются. Уравновешивание осевого усилия происходит автоматически, каждому значению действующего на рабочие колеса осевого усилия соответствует определенный зазор в торцевой щели, обеспечивающий необходимое уравно- вешивающее усилие. Рассмотрим теперь радиальные усилия. В оптимальном расчетом режиме работы насоса отводы обеспечивают равенст- во давления по всему периметру рабочего колеса, и результи- рующее радиальное усилие равно нулю. При подачах, меньших оптимальной, расход жидкости по периметру растет медленней, чем это необходимо при заданном увеличении сечения отвода, отвод начинает работать как диффузор, давление в отводе воз- растает от начального сечения до конечного. При подаче, боль- шей оптимальной, наоборот, давление в отводе понижается от начального к конечному сечению, и отвод работает уже как конфузор. Отсутствие симметрии в распределении давлений в отводе приводит к возникновению радиального усилия, действующего на рабочее колесо и вал насоса. При подаче, меньшей опти- мальной, сила направлена к центру в сторону узкой части спи- рали под углом ~300°, а при подаче, больше оптимальной, си- ла направлена к центру в сторону широкой части спирали под углом ~70°. Значение радиального усилия может быть найдено по фор- муле Fr=k[l-(Q/QonT)2]gphD2b'2, где h — напор колёса, м; D2 — внешний диаметр колеса, м; Ь'2 — ширина колеса на выходе, включая толщину дисков, м; &=0,36— коэффициент, определяемый радиальной силой. Способы уравновешивания радиального усилия основаны на принципе создания симметрии радиальных сил при всех режи- мах работы насоса. Для этого выполняют два симметричных спиральных отвода, смещенных относительно друг друга на 180° (рис. 7.37,а). Радиальное усилие автоматически уравнове- шивается при использовании многоспиральных лопаточных от- водов (рис. 7.37,6). В многоступенчатых насосах с простыми улиточными отводами радиальные силы могут быть частично уравновешены поворотом спиралей соседних ступеней на 180° относительно друг друга. 367
В осевых турбинах существенную роль играют только осе- вые усилия. Рассмотрим осевые усилия, действующие на про- межуточную ступень турбины (рис. 7.38). На рабочие лопатки турбины действует в осевом направле- нии сила Flz= G (Clz—C2z) +fur (Pin—p2n) . На диск ступени действует сила F? = ^-\(dn-ln)2-dlnHp'in-pin). 4 Для снижения этого усилия необходимо уменьшить площадь, воспринимающую разность давлений р\п —р2п, что обеспечи- вается уменьшением диаметра ступени и переходом от дисковой конструкции ротора у активных турбин к барабанной у реак- тивных. Если диаметры d\n и d2n промежуточных уплотнений по обе стороны диска не равны, то возникает усилие, обусловленное разницей этих диаметров: С111 п lA^ А* \ J Г г = — ("2/г — й\п) Pin- 4 При наличии на валу выступов (гребешков уплотнений) вы- сотой h при перепаде давлений на каждом выступе Ар на уплотнении диаметром dy развивается суммарное осевое уси- лие F™z=ndyKLbp. Приближенно можно считать ZAp = 095(p0n^p[n). Результирующее осевое усилие на ступень Ft=F*g+Fux+F"h+I™M. 368
rm\ vm П Рис. 7.39. Способы разгрузки усилий в осевых турбинах Сложение усилий, действующих на отдельные ступени, дает суммарную осевую силу на ротор многоступенчатой турбины. Возможными способами уравновешивания осевого усилия являются применение двухцилиндровых турбин с направлением потока рабочего тела во взаимно противоположных направ- лениях (рис. 7.39,а), противоположное включение однопоточ- ных цилиндров высокого и среднего давления, объединенных в общем корпусе (рис. 7.39,6), — петлевая схема, а также при- менение двухпоточных цилиндров (рис. 7.39,б) с одним входом и двумя выхлопами. Двухпоточные схемы широко применяются в ЦСД и ЦНД, а также в ЦВД турбин большой мощности. Распространен способ уравновеши- вания осевого усилия в однопоточных осевых турбинах с использованием разгрузочного поршня (диска). Раз- грузочный поршень образуется увели- чением диаметра переднего концевого уплотнения (рис. 7.40) на стороне вы- сокого давления турбины. Камера А за разгрузочным поршнем соединяется с конденсатором или ступенью низко- го давления. На поршень действует усилие за счет разности давлений в ка- мере первой ступени pi и в камере А— рх, направленное в сторону, противо- положную действию усилий на ступени турбины. Диаметр разгрузочного пор- шня рассчитывается из условия стати- 24—7000 Рис. 7.40. турбины поршнем Ступень осевой с разгрузочным 369
ческого равновесия ротора турбины в осевом направлении. Сле- дует иметь в виду, что увеличение диаметра поршня ведет к уве- личению утечек через переднее концевое уплотнение. Поршнем производится частичная разгрузка. 7.4. УПЛОТНЕНИЕ СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ Силовое оборудование ЯЭУ (насосы, турбины) работает в условиях наведенной активности теплоносителя. Не исключе- но попадание в теплоноситель первого контура и продуктов де- ления топлива при разгерметизации твэлов. В связи с этим пер- востепенное значение приобретает выбор для ЯЭУ оборудова- ния, обеспечивающего отсутствие утечек радиоактивной среды или ограничивающего их в допустимых, строго контролируемых пределах. Устройства предотвращения или ограничения утечки рабо- чей среды, а также предотвращения попадания в рабочий кон- тур окружающей среды называются уплотнениями. Конструк- тивное выполнение уплотнений может быть различным в зави- симости от рода рабочей среды, уровня наведенной активности и допустимых утечек. Очевидно, что уплотнения должны быть различными для машин первого контура, работающих на жид- ком металле, реакторной воде, сухом насыщенном или перегре- том паре или газе. Значительно ниже требования к уплотнени- ям машин второго контура. Полная герметизация. Пол- ностью исключить утечки рабо- чего тела или среды, его уплот- няющей, можно лишь абсолют- ной герметизацией машины. Так, в герметичных насосах ра- бочее колесо и электродвига- тель заключены в общем кор- пусе (рис. 7.41), что полностью исключает утечки. Вал не вы- ходит из корпуса, и необходи- мость в специальном его уп- лотнении относительно непо- движного корпуса отпадает. Вследствие сложности конст- рукции герметичных машин, а также их невысокого КПД приходится использовать ма- шины без полной герметизации Рис. 7.41. Герметичный насос: / _ ротор насоса и электродвигателя: 2 — корпус; 3 — подшипники; 4 — статор элек- тродвигателя 370
Рис. 7.42. Схема сальникового уплотнения с уплотнением вращающихся валов, проходящих через неподвижный кор- пус. И доля таких машин в ядерной энергетике все более увеличивается. Сальниковые уплотнения. Основ ные элементы сальника (рис. 7.42) — корпус 4, эластичная сальниковая набивка 5, нажимная втулка 2. Набивка сжимается в осевом направлении втулкой, разда- ется в радиальных направлениях и прижимается к неподвижной поверхности корпуса и вращающейся поверхности вала / или насаженной на него втулки. Число колец квадратного сечения уплотнения по условиям затраты мощности на преодоление тре- ния и износа не должно превышать семи. Сила, необходимая для затягивания сальника, 4 где р — внутреннее давление (избыточное) среды перед сальни- ком; D — наружный диаметр набивки; d — диаметр вала; k= = 1,4-4-2,0. Сторона квадратного сечения набивки принимается равной (в сантиметрах) 6 = 0,15d+0,3. Набивка выполняется в виде прессованных или плетеных шнуров и колец. Применяются набивки: хлопчатобумажные, пропитанные графитом или густой технической смазкой для уп- лотнения холодной воды при низком давлении; асбестовые с графитовой пропиткой при давлении до 2,5 МПа и температуре до 475 К; из фольги из антифрикционного металла с мягким сердечником из асбеста или из спрессованной фольги без сер- дечника при давлениях выше 2,5 МПа и температуре до 475 К; при более высоких температурах (до 675 К) и высоких давле- ниях — алюминиевая набивка из фольги с мягким асбестовым сердечником или без него. В месте уплотнения на вал обычно надевается защитная втулка, наружная поверхность которой полируется и должна иметь минимальное биение относительно шеек вала. Признак хорошей работы сальникового уплотнения —проса- чивание жидкости между набивкой и защитной втулкой вала. Наличие небольшой протечки обеспечивает небольшие коэффи- циенты трения и умеренный износ материала набивки. При ра- боте на холодной жидкости с протечкой отводится и теплота работы трения. Однако свободное вытекание через уплотнение горячей, а тем более радиоактивной среды недопустимо. 24* 371
Рис. 7.43. Сальниковые уплотнения питательных насосов: а—с внешним холодильником; б —с подачей чистой запорной (буферной) жидкости в середину сальника; в —с циркуляционным охлаждением жидкости перед сальником; г — с подачей буферной жидкости на вход сальника При работе на радиоактивных жидкостях обязательно при- менение чистых запорных (буферных) сред. Подача в сальни- ки чистой холодной воды применяется и при работе на горячей (перегретой) воде. В этих случаях специальными конструктив- ными мероприятиями обеспечиваются нормальные условия ра- боты уплотнения. Примеры сальниковых уплотнений для пита- тельных насосов приведены на рис. 7.43. Мощность, теряемая на трение в сальнике, кВт. N, = 2n2-l0-3nr2boo[l— ехр(—2а///6)], где п — частота вращения вала, с-1; со=р ехр(2а///6), Па; г и b—радиус и ширина квадратного кольца набивки, м; / — коэф- фициент трения (/=0,014-0,1); I — длина сальниковой набив- ки, м; а^0,5. На трение в сальниках затрачивается до 1 % мощности машины. При работе сальникового уплотнения набивка изнашивает- ся, расход протечки увеличивается, требуется постоянный конт- роль за работой уплотнения и периодическое его подтягивание, что недопустимо при работе на радиоактивных жидкостях да- же при использовании буферных сред. Поэтому в настоящее 372
Рис. 7.44. Концевое ще- время на циркуляционных насосах первого контура сальники не используются. Сальниковые уплотнения могут быть приме- нены на машинах первого и второго контуров (питательных и конденсатных насосов), работающих на нерадиоактивных сре- дах. У машин с сальниковыми набивками ограничивается ок- ружная скорость шейки вала (около 25 м/с). Дроссельные уплотнения. Ограничения по скорости враще- ния уплотняемого вала полностью отсутствуют в случае дрос- сельных уплотнений, в которых исключен контакт поверхности вала и корпуса, что обеспечивает высокую надежность их ра- боты и допускает длительную работу без обслуживания. К дрос- сельным относятся щелевые и лабиринтные уплотнения. Щеле- вые уплотнения используются главным образом для несжимае- мых жидкостей, а лабиринтные — для пара или газа. Все дроссельные уплотнения работают по принципу большого гид- равлического сопротивления и поэтому ни в коей мере не могут исключить полностью протечки уплотняемой среды. Однако про- течки через уплотнение будут тем меньше, чем выше гидрав- лическое сопротивление уплотнения. В машинах ЯЭУ в дрос- сельных уплотнениях необходимо применять запорные буфер- ные среды. Для предотвращения утечек радиоактивной среды из циркуляционного насоса давление буферной среды должно превышать давление нагнетания. 373
В типичной конструкции концевого щелевого уплотнения для питательного насоса (рис. 7.44) протечка рабочей жидко- сти 3 после значительного дросселирования смешивается с бу- ферной жидкостью 2 и возвращается (поток 1) в систему цир- куляции или отводится в резервную емкость. Другая часть бу- ферной жидкости 4 проходит внешний участок щелевого уплот- нения и отводится в дренаж. Подача буферной жидкости для насосов, работающих на горячей воде, необходима также для снижения температуры вала перед подшипниками. При определении утечки через щелевое уплотнение простей- шей формы (рис. 7.45) необходимо учитывать потери трения в щели, на входе и выходе. Средняя скорость протечки по срав- нению со скоростью течения в концентрической щели с непод- вижными стенками может быть найдена из выражения w/w0=0,5(и/wo)3/4 [(l+0fi29u2/w02)3/8+ + (1+0,629А>2ы2М>2)3/8], где Wo — скорость в щели с неподвижными стенками; w — ско- рость параллельно оси вращения в щели с вращающимися стенками; и — окружная скорость. Коэффициент k для щелей с относительной шириной /i/r<g;0,8-10-4 k = (0,095 VTjh—lf1*. При u/w0>3 справедлива упрощенная формула: w/Wo=25(h/r)^2(u/wo)-^4. Как указывалось выше, лабиринтные уплотнения использу- ются главным образом в машинах, работающих на сжимаемых средах, — в паровых и газовых турбинах, компрессорах и газо- дувках. Схема простейшего лабиринтного уплотнения представ- лена на рис. 7.46. Уплотнение состоит из ряда гребней, закреп- ленных в неподвижной обойме и образующих щели малого про- Рис. 7.47. Лабиринтное уплотнение с гладким валом 374
Рис. 7.48. i—5-диаграмма дроссе- лирования рабочего тела в лаби- ринтном уплотнении Р0 Р' Р" ходного сечения со ступенчатым валом. Используются также лабиринтные уплотнения с гладким валом (рис. 7.47). Возмож- но закрепление гребней на валу. Тогда неподвижная поверх- ность выполняется соответственно ступенчатой или гладкой. За каждой узкой кольцевой щелью следует расширительная каме- ра. При протекании через узкое сечение поток газа ускоряется и приобретает некоторую скорость. В расширительной камере кинетическая энергия потока вследствие ударов, трения и вих- ревых движений переходит в теплоту. Извилистость пути рабо- чего тела улучшает действие уплотнения, но не является реша- 0,65 6 ь/л Рис. 7.49. Зависимость ко- эффициента расхода лаби- ринтного уплотнения от от- ношения h/A при разных формах гребешков 375
ющим фактором. Энтальпия перед каждой щелью остается приблизительно неизменной, результирующий процесс (рис. 7.48) можно считать соответствующим дросселированию при t=const. Расход утечки через лабиринтное уплотнение, имеющее Z гребней, при относительном перепаде давлений на уплотнении г=р\/ро можно найти по формуле G = 0,99^ySyl/^T0K(l-e2j/Z, где jjiy — эмпирический коэффициент расхода, зависящий от формы кромок гребня и отношения ширины кольцевого зазора к ширине гребня А/А (рис. 7.49); 5У — площадь поперечного сечения кольцевой щели. В случае гладкого вала в формулу необходимо дополнитель- но ввести сомножителем коэффициент прямоточности /Сп, зна- чения которого в зависимости от числа гребней и отношения ширины щели к шагу гребней /i/б приведены на рис. 7.50. Ори- ентировочно ширина щели принимается равной /z=0,01 dy (dy—диаметр уплотнения), но не менее 0,2—0,3 мм. Неподвиж- ные гребни изготавливаются из сравнительно мягкого материа- ла, например из никелевой латуни. В случае задевания острая кромка такого гребня быстро срабатывается, количество выде- ляемой при этом теплоты оказывается ограниченным и не вы- зывает коробления вала. Для локализации разогрева внешних волокон вала при задевании его гребнем на валу с определен- ным шагом выполняются кольцевые проточки. Для машин первого контура обязательна подача в лаби- ринтные уплотнения буферных сред подобно ранее рассмотрен- ной подаче жидкости в щелевые уплот- нения. При этом для паровых турбин, например, необходимо иметь посторон- ний источник чистого пара- В качестве примера конструктивного выполнения лабиринтного уплотнения на рис. 7.51 представлено переднее концевое уплот- нение паровой турбины К-220-44. Ла- тунные гребни закреплены в уплотни- тельных кольцах 3 из углеродистой стали, которые в свою очередь встав- лены в проточки корпуса уплотнения / и в обоймы уплотнений 2. Вал имеет ступенчатые выступы лабиринта. Вы- ступам и впадинам на валу соответст- вуют чередующиеся гребни 5 разной высоты. Более глубокие кольцевые проточки 4 предназначены для лока- лизации тепловых деформаций внеш- ?,2 2,0 г,2 1,0 i / /0. А i w -"' '■--/ 20 ~6 ^ X ^ */ '/ ' , ^ 7 7/ / '{ <t 2j О 0,02 0,09 0,06 0,08 h/S Рис. 7.50. Зависимость ко- эффициента прямоточности от h/Ъ при разных количе- ствах гребешков 376
Рис. 7.51. Переднее концевое уплотнение паровой турбины К-220-44 Рис. 7.52. Торцевое уплотнение (а) и его расчетная схема (б) них волокон при задевании гребней. Обоймы и корпус уплотнений образуют камеры Л, Б и В. Из камеры А пар отводится в один из регенеративных подогревателей. В ка- меру Б подводится пар с большим избыточным давлением, а из камеры В отсасывается паровоздушная смесь, исключая вы- ход пара в помещение машинного зала. При работе турбины радиоактивным паром в камеру Б должен подаваться чистый пар при давлении, превышающем давление в камере А. Торцевые уплотнения. В торцевом уплотнении (рис. 7.52) на валу ) установлено вращающееся кольцо пары трения 2 с уп- лотняющим элементом 9. На крыше 7 установлена аксиально подвижная втулка 3 с уплотняющим элементом 4 и стопорным устройством 5. С втулкой 3 жестко связано невращающееся кольцо пары трения 8. Неподвижное кольцо пары трения и на- жимная втулка могут быть выполнены как одно целое. Рабо- чими поверхностями уплотнения являются торцевые поверхно- сти вращающегося и неподвижного колец пары трения. Посто- янный контакт уплотняющих поверхностей обеспечивается уп- ругим элементом — пружиной 6. Если движение уплотняемой среды в зазоре направлено к центру против действия центро- бежных сил—уплотнение внутреннее. Если же направление протечки через уплотнение совпадает с направлением действия центробежных сил, уплотнение называется внешним. Очевид- но, что при прочих равных условиях протечка через внутреннее торцевое уплотнение должна быть меньше. 377
Торцевые уплотнения использованы, например, в циркуляци- онных насосах реактора РБМК-1000 на Ленинградской и дру- гих АЭС. По сравнению с другими типами уплотнений торце- вые обладают целым рядом преимуществ: а) работают с малой, практически с нулевой утечкой; б) потери мощности на трение в них в 2—10 раз меньше, чем в сальниках; в) не требуют по- стоянного обслуживания, что особенно важно при работе на радиоактивных жидкостях; г) при правильном подборе пар тре- ния обладают высокой надежностью и долговечностью; д) до- пускают повышенные вибрации вала и не предъявляют высоких требований к центровке вала; е) могут применяться для широ- ких интервалов давлений и окружных скоростей. Указанные преимущества достигнуты, безусловно, за счет некоторого усложнения конструкции по сравнению, например, с сальниковыми или щелевыми уплотнениями. Как правило, пары трения торцевых уплотнений работают в режиме полужидкостного трения. При этом средняя толщина пленки изменяется от десятых долей микрометра до несколь- ких микрометров. Утечка через щели такой ширины крайне ма- ла. Расход q, м3/с, приближенно может быть оценен по фор- муле где h — осевой зазор в паре трения, м; р — давление уплотняе- мой среды, Па; к — коэффициент, характеризующий положение пары трения, Н/(м2-с): _ (3,23-Ю10 для внешних уплотнений; /С — < (2,65-108 для внутренних уплотнений; /tfn.T — среднее давление в паре трения, Па. Формула дает существенно завышенные значения расхода утечки. Несмотря на малую утечку через торцевые уплотнения ее оценка при работе на радиоактивных средах имеет важное значение. Давление в паре трения (рис. 7.52,6) Pn.T=FiS=4F/[n(D22-D^)]. Осевая сила F складывается из четырех составляющих: F\ — силы давления жидкости в зазоре пары трения; F2 — осевой силы давления уплотняемой среды на поверхность аксиально подвижного элемента; F3 — силы трения, препятствующей осе- вым перемещениям этого элемента; F* — силы предваритель- ного сжатия упругого элемента. При оценке давления обычно принимают F3~—/г4. Тогда рп.т=— (Pi+p2) /2+piSi IS+P2S2/S. Здесь S=Si+S2 — площадь уплотняющей поверхности. 378
Согласно приведенным формулам, а также опытным данным следует, что утечка через торцевое уплотнение практически не зависит от ширины уплотняющей поверхности A=(D2—£i)/2. Поэтому независимо от перепада давления Д лринимается в следующих пределах: Диаметр уплотнения, мм Л, мм 20—50 . . 2—4 60—100 . . 3—5 100—200 . . 4—7 Торцевой зазор уплотнения не будет увеличиваться при коэф- фициенте уравновешивания K=(piSt+p2S2)l[(pi+P2)S]>ll2. Оптимальны значения К=0,55-^0,8. Разгрузка уплотнения про- изводится в том случае, когда необходимо понизить давление в паре трения до допустимого материалами колец пары трения. Кольца пары трения торцевого уплотнения изготавливают- ся, как правило, из материала различной твердости, причем кольцо из более твердого материала во избежание образования канавок изготавливается и более широким. Наиболее распространенными сочетаниями материалов для пар трения торцевых уплотнений являются: сталь—углеграфит, карбид вольфрама — свинцовая бронза. В отечественной прак- тике наибольшее распространение получили углеграфиты: обож- женный ПК-0 и графитизированный АГ-1500, работающие в па- ре с кольцом из твердого материала. При уплотнении жидких сред углеграфит ПК-0 допускает давление в паре трения до рп.т=0,8 МПа, а углеграфит АГ-1500 — до рп.т=0,3 МПа. При уплотнении газообразных сред ширина уплотняющей поверхности уменьшается в 1,5—2 раза, допустимые давления составляют рп.т=0,1ч-0,3 МПа. Потери мощности на трение в торцевом уплотнении, кВт. К = -^- Ю-3/Л.т п (D2 + Di) (D* - ЯД где / — коэффициент трения, /=0,05-^0,15; п — частота враще- ния, с~*. Средняя разность температур пары трения и окружающей среды ДГ = #т/(аафЯс2р), где а — средний коэффициент теплоотдачи с боковой поверхно- сти, Вт/(м2-К); ^ = S6!D2CP:=4S6/(D2 + D1f; 5б — площадь поверхности колец, соприкасающаяся с окру- жающей средой. 379
Рис. 7.53. Концевое торцевое уплотнение питательного насоса Рис. 7.54. Уплотнение с плавающими кольцами Торцевые уплотнения с одной парой трения называются одинарными. Такие уплотнения целесообразно использовать в качестве концевых уплотнений для высокооборотных пита- тельных насосов (рис. 7.53). Торцевые уплотнения, имеющие две пары трения, — двойные торцевые уплотнения — целесообразно использовать, например, в качестве концевых уплотнений на- сосов первого контура. В полость между двумя парами трения подается буферная жидкость с давлением, превышающим дав- ление уплотненной среды. Таким образом, исключаются даже минимальные протечки рабочей жидкости в помещении уста- новки насосов. Буферная жидкость служит и для отвода тепло- ты от пар трения. Известны уплотнения с тремя и четырьмя па- рами трения. Уплотнения с плавающими кольцами. Конструктивная схема уплотнения с плавающими кольцами изображена на рис. 7.54. В корпусе 1 расположены неподвижные кольцевые втулки 2, к которым прилегают торцевыми ушютнительными поверхностя- ми плавающие кольца 5, установленные на валу с малым ра- диальным зазором. Размер этого зазора приблизительно на по- рядок меньше, чем у щелевых уплотнений. Кольца могут сво- бодно перемещаться в радиальном направлении, следуя за 380
У7777^^7777^/////А/>)////Л s) Рис. 7.55. Гидравлические уплотнения газовых сред: а — одноступенчатое; б — многоступенчатое колебаниями вала, но фиксированы относительно окружных пе- ремещений. Давлением уплотняемой жидкости кольца прижи- маются к неподвижным втулкам. Для обеспечения предвари- тельного контакта обычно ставят спиральные пружины. При этом торцевые поверхности работают как торцевые уплотнения, а кольцевые зазоры — как щелевые уплотнения. Но поскольку отсутствуют вращательные смещения торцевых пар, условия их работы значительно легче, чем торцевых уплотнений. Воз- можность смещения колец в радиальном направлении позволя- ет иметь малую ширину кольцевой щели и, следовательно, утечки, значительно меньшие, чем в щелевых уплотнениях. При определенном сопротивлении кольцевой щели на коль- цо действует центрирующая сила, которая при отсутствии за- щемлений кольца обеспечивает постоянный зазор между ним и валом. Небольшая конфузорность щели увеличивает центри- рующую силу. Длина цилиндрической части плавающего коль- ца обычно составляет 10—20 мм, а ширина кольцевого зазора не превышает 0,05—0,15 мм. Давление в паре трения тем меньше, чем больше число уп- лотнительных колец и чем меньше избыточное давление уплот- няемой среды. Наиболее нагруженными являются внутренние кольца. Число колец ограничено размерами уплотнительного узла. Допустимые давления в паре трения для каждой конкрет- ной конструкции могут быть определены только эксперимен- тально. Уплотнения с плавающими кольцами можно использо- вать в качестве концевых уплотнений как для питательных, так и для циркуляционных насосов первого и второго контуров. В этом случае в уплотнение должна подаваться холодная бу- ферная жидкость. Гидравлические уплотнения газовых сред. Рассмотренные выше уплотнения не обладают герметичностью. Утечки рабо- чей среды растут с увеличением перепада давлений и диамет- ра уплотнений. Полностью исключить утечку газа или пара можно, если применить жидкостное (динамическое) уплотне- ние. В кольцевую полость корпуса 1 (рис. 7.55) помещают вра- щающийся вместе с валом диск 2 (гладкий, или с радиальны- 381
ми ребрами 5, или другой формы) и подают уплотняющую жидкость. При вращении диска жидкость за счет трения и воз- действия ребер вовлекается во вращательное движение, цент- робежными силами отбрасывается на периферию и образует вращающееся жидкостное кольцо, разделяющее полости с раз- личным давлением р4 и р2. При р\фр2 свободные уровни жид- кости с двух сторон диска устанавливаются на различных ра- диусах гх и г2. Если частота вращения жидкости сож одинакова с обеих сторон диска, разность положения свободных поверх- ностей определяется выражением со2 bp = Pi — p2 = ?n-f- (гх2 - г22), где рж — плотность жидкости. Если плоский диск располагается с небольшим зазором от- носительно корпуса, то можно считать сож^о)/2 (со — скорость вращения диска), а если диск снабжен ребрами, то сож^со. Меньший радиус г2 больше гв — радиуса вала или втулки, а больший г\ меньше гд — радиуса диска. Если дополнительно ставится условие, чтобы и после остановки жидкость осталась в расточке корпуса (горизонтальная ось вращения), то должно выполняться условие г2>1,5 я(Л/2)°«5, где Л=2Ар/(рсож)2. Воз- можности использования подобных уплотнений ограничиваются небольшими перепадами давлений Лр, так как увеличение Др требует соответствующего роста диаметра диска уплотнения. Это ограничение может быть снято за счет применения много- ступенчатого уплотнения (рис. 7.55,6). Полный перепад давле- ния Ар=р\—р2 равномерно распределяется между последова- тельно расположенными ступенями уплотнения. Для этого по- лости между ступенями уплотнений по газовой (паровой) среде соединяются каналами с достаточно большим гидравлическим сопротивлением, например с помощью отверстий в дисках 4 или каналов в корпусе 5 (на рисунке показаны штриховыми линиями). В этом случае теряется одно из основных свойств гидравлического уплотнения — герметичность. Однако утечка газовой среды может быть на один — три порядка меньше (со* единительные каналы выбираются малого диаметра), чем в лабиринтных и щелевых уплотнениях, и полностью снимают- ся какие-либо ограничения по скорости вращения ротора в от- личие от торцевых и сальниковых уплотнений. При использова нии буферного газа (пара) концевые ступени со сторон окру- жающей среды и (или) рабочего тела могут быть выполнены гидравлически (по газовому тракту) изолированными, и тогда герметичность уплотнения в целом сохранится. Замерзающие уплотнения. Эти специфические уплотнения используются в устройствах (насосах и арматуре) на жидких 382
Рис. 7.56. Схема замерзающе- го уплотнения: 1 — уплотнение по газу; 2 — кана- лы для прохода охлаждающей во- ды; 3 — жидкий металл; 4 — за- твердевший металл fc инг:гй Вода Вода. Ш J металлах. Принцип работы заключается в том, что в щелевом проходе (рис. 7.56) между рабочим колесом и полостью с ат- мосферой инертного газа создается участок замороженного ме- талла 4. Замороженный металл удерживается в щели трением и сцеплением, причем можно добиться абсолютной герметично- сти. Замороженный металл постоянно скользит по поверхности вала, образуя тонкую, достаточно вязкую жидкую пленку, и протечка практически не возникает. Теплота горячего металла и теплота трения непрерывно отводятся вторичным охлаждаю- щим агентом — жидкостью или газом. Уплотнение с жидкост- ным охлаждением наиболее компактно. Строгий контроль тем- пературы уплотнения не обязателен, если температура заморо- женного металла удерживается значительно ниже точки за- твердевания. Для уменьшения пускового момента уплотнение необходи- мо предварительно разогреть. Допускаемое приближение тем- пературы металла в щели к точке затвердевания пропорцио- нально теплопроводности металла. Образование сплошного клина на вертикальных валах не вызывает трудностей. На го- ризонтальных валах могут образоваться разрывы, которые вы- зовут попадание газа в щель. Отклонения при вибрации валов не должны превышать 0,025 мм, чтобы исключить пластиче- скую деформацию замороженного металла, выдавливание его и излишнюю теплоту трения. Обязательное условие надежной работы уплотнения — чистота металла. Загрязнение металла абразивными оксидами, которые будут выделяться при охлаж- дении в зазоре («эффект холодной ловушки»), может вызвать заедание вала и аварию насоса. Размер зазора между втулкой и валом принимается 0,8—1 мм при длине втулки, равной 2— 3 диаметрам вала. Втулка конической формы с большим диа- метром со стороны насоса работает без заклинивания и зади- ров. Конус, по-видимому, создает пространство и такие условия 383
Рис. 7.57. Комбинированное концевое уплотнение циркуляционного насоса: /, 3 — выход протечки; 2 — торцевое уплотнение; 4 — вход буферной жидкости; 5 — проставочное кольцо; 6 — плавающее кольцо работы уплотнения, при которых любые комкообразные вклю- чения и абразивные материалы могут размельчаться на участ- ке с большим кольцевым зазором прежде, чем произойдет за- дирание и заедание вала. Комбинированные уплотнения. В практике насосостроения и особенно в насосах для ЯЭУ широко распространены комбини- рованные уплотнения, включающие в себя уплотнения различ- ных типов. На рис. 7.57 показан пример такого уплотнения, которое может быть использовано для циркуляционных насо- сов первого контура с ограниченной контролируемой протечкой. Сложное уплотнение состоит из уплотнения с плавающими кольцами 6 и одинарного внутреннего торцевого уплотнения 2. В уплотнение с плавающими кольцами подается холодная чи- стая вода через проставочное кольцо 5. Протечка через это уплотнение выводится через патрубок 1. 384
7.5. ОПОРЫ РОТОРОВ МАШИН Опоры роторов (подшипники) — ответственнейшие элемен- ты машин ЯЭУ. В зависимости от конструкции машины они могут быть внешними и встроенными. Внешние подшипники расположены вне корпуса машины и связаны с ним с помощью кронштейнов или опорной плитой (рамой). Внешние подшип- ники широко используются в питательных и конденсатных на- сосах, в паровых и газовых турбинах, в компрессорах и подоб- ных машинах одно- и двухконтурных установок. Встроенные подшипники используются главным образом в герметичных циркуляционных насосах первого контура, а также в некоторых конструкциях конденсатных насосов. Для уменьшения трения в подшипниках и для отвода тепло- ты от них необходима жидкая или консистентная смазка. Во внешних подшипниках используются специальные органические или минеральные смазки, обеспечивающие оптимальные усло- вия работы подшипников. Во встроенных подшипниках в каче- стве смазки можно использовать только рабочую среду — воду, жидкий металл и т. п. Для внешних подшипников, работаю- щих вблизи источников ионизирующих излучений (машины первого контура), смазка должна обладать достаточной радиа- ционной стойкостью. Конструктивно подшипники разделяются на подшипники качения и скольжения. Подшипники качения используются в машинах малой и средней мощности, например внешние (выносные) подшипники небольших конденсатных насосов, выносные подшипники по- гружных насосов для жидких металлов и т. д. Основные пре- имущества подшипников качения — малые потери на трение, небольшие размеры, простота монтажа и взаимозаменяемость, способность многих подшипников воспринимать не только ра- диальные, но и осевые нагрузки. При больших окружных ско- ростях и нагрузках работоспособность подшипников качения резко снижается. Поэтому для основных машин ЯЭУ исполь- зуются главным образом подшипники скольжения, выносные или встроенные. Подшипники скольжения используются в качестве как ради- альных, так и осевых. Для обеспечения режима жидкостного трения в подшипниках скольжения между вращающейся и не- подвижной поверхностями необходимо наличие устойчивой пленки смазывающей жидкости. Режим жидкостного трения в нагруженной части подшипника может быть обеспечен двумя принципиально различными способами. Соответственно разли- чаются динамические подшипники скольжения (гидродинами- ческие, газодинамические) и статические подшипники скольже- ния (гидростатические, газостатические). В динамических подшипниках смазывающая жидкость увле- кается вращающейся поверхностью в клиновой зазор благода- 25—7000 385
Рис. 7.58. Опорно-упорный подшипник ря вязкости. В жидкостном клине развивается повышенное давление с максимумом в области наименьшего зазора. Это давление уравновешивает силы, действующие на ротор, позво- ляет валу при его вращении находиться во взвешенном состоя- нии. Клиновой зазор в осевом подшипнике образуется между вращающимся упорным диском и закрепляемыми на непод- вижном диске колодками. Колодки могут быть выполнены ка- чающимися, так что угол клина устанавливается автоматиче- ски в зависимости от осевого усилия (подшипники Митчелла и Кингсбери). При использовании в выносных подшипниках жидкостей с хорошими смазывающими свойствами допустимы давление до 2 МПа, окружная скорость шейки вала до 80 м/с, а в отдельных случаях — до 125 м/с; коэффициент трения 0,001—0,01. Относительная длина радиальных выносных под- шипников скольжения составляет L/d=0,8-M,5 (d — диаметр шейки вала); диаметральный зазор выбирается 0,2—0,9 мм при увеличении диаметра от 50 до 350 мм. На рис. 7.58 приведена конструкция выносного комбиниро- ванного опорно-упорного самоустанавливающегося подшипни- ка, применяемого в передней опоре турбины К-220-44. Сталь- ной разрезной вкладыш 8 с баббитовой заливкой толщиной 2 мм установлен с небольшим натягом в обойме 5 по сфериче- ской поверхности П. Положение подшипника фиксируется по- душками 10 и 13 и прокладками 4. Торцы вкладыша восприни- мают осевые усилия со стороны упорных дисков — гребней 12 ротора — через упорные подушки (колодки 9), обоймы 2 и установочные кольца 3. Суммарный осевой зазор между упор- 386
ными поверхностями подушек и ротора составляет 0,4—0,5 мм. Рабочая сторона латунных подушек, обращенная к гребням ва- ла, наплавлена слоем баббита толщиной 1,5 мм. Поверхность подушки, противоположная баббитовой заливке, имеет уступ. Граница уступа 15 образует ребро, вокруг которого подушка может несколько поворачиваться (подшипник Митчелла). Масло под давлением 92 кПа с температурой 313—318 К подводится через отверстие в боковой опорной подушке 10 к верхней половине вкладыша у горизонтального разъема. Часть масла поступает непосредственно под шейку вала, а другая по кольцевому каналу 14 перепускается на диаметраль- но противоположную сторону вкладыша и у диаметрального разъема направляется в зазор над шейкой ротора. Из кольце- вого канала по просверленным отверстиям в теле вкладыша, установочных кольцах и обоймах масло поступает на смазку упорных поверхностей. Струи масла из отверстий между упор- ными подушками попадают на упорные гребни. При вращении ротора масло за счет сил вязкости вовлекается в клиновидный зазор между упорными подушками и гребнем ротора. Отрабо- тавшее масло сливается через шесть отверстий 7 в верхней ча- сти вкладыша в картер опоры (на рисунке не показан). Под- шипник в данной конструкции постоянно залит маслом. Уплот- нительные кольца 1 уменьшают выход масла вдоль цилиндра ческих поверхностей гребней. В верхней половине вкладыша имеется кольцевое углубление 5, а на горизонтальном разъеме в нижней половине вкладыша слева и справа имеются масло- распределяющие карманы 11, переходящие в клиновидную разделку баббитовой заливки. Карманы и проточка необходи- мы для равномерного распределения масла по длине подшип- ника, улучшения циркуляции и теплообмена. Рассмотренная конструкция не исчерпывает всех возмож- ных вариантов выносных подшипников скольжения. В частно- сти, на турбинах К-500-65/3000 используются упорные подшип- ники типа подшипников Кингсбери, упорные подушки которых опираются на невращающиеся элементы не радиальным ребром, а через центральную шаровую опору. Для крупных турбин с диаметром шейки вала более 300—400 мм рекомендуется вме- сто сплошного вкладыша радиальной части использовать три- четыре колодки для уменьшения потерь на трение и снижения вибрации ротора. Для малых окружных скоростей шейки ва- ла (до 8 м/с) может применяться автономная кольцевая система смазки с внешним охлаждением корпуса подшип- ника. В герметичных насосах ЯЭУ используются встроенные под- шипники скольжения. Наиболее широко применяется верти- кальная компоновка, что позволяет облегчить работу радиаль- но-опорных подшипников. Конструктивная схема блока, со- 25* 387
стоящего из радиально-опорного и осеупорного подшипника, показана на рис. 7.59. Блок собирается в корпусе электродвигателя полностью об- работанным. Необходимая соосность обеспечивается точностью расточки посадочных мест в корпусе. На шейку вала надета по легкопрессовой посадке 2-го класса точности стальная втулка 4 с наплавкой сплава без кобальта (например, сплава ЦН-12), что обеспечивает высокую твердость, износостойкость и корро- зионную стойкость. Вал с втулкой вращается во вкладыше под- шипника <У, изготавливаемом обычно из пластмассы К-4. Такие вкладыши рассчитаны на нормальную работу при температуре 373 К, но допускают длительную работу при 415 К- Относитель- ная длина подшипника L/-d=2-r-4. При движении по смоченной водой поверхности коэффициент трения составляет 0,1, по су- хой поверхности — 0,25. Гарантируется нормальная работа под- шипников в течение 20 000 ч. Допускаются удельные нагрузки р^0,5 МПа при окружных скоростях до 30 м/с. Диаметраль- ный зазор равен 0,15 мм при диаметрах 30—40 мм и увеличи- вается до 0,5 мм при диаметрах 180—220 мм. Трущаяся поверх- ность вкладышей разделена на секторы канавками для прохо- да охлаждающей (смазывающей) жидкости (четыре — восемь канавок). Вкладыш по легкопрессовой посадке устанавливается в стальной обойме и стопорится в ней дополнительно круглой проволочной шпонкой 1. Обойма установлена в стакане 12 и зафиксирована от поворота с помощью штифта. Внутренняя поверхность вкладыша обрабатывается после установки его в обойму. Вкладыши осевого упорного подшипника 8 прессуются не- посредственно в их стальные обоймы 5 и изготавливаются из той же пластмассы, что и вкладыш радиальных подшипников. На поверхности вкладышей осевого подшипника выполняются радиальные канавки для прохода жидкости. Опорный вращаю- щий диск обычно выполняется из высоколегированной хромони- келевой стали ЭИ953, не содержащей кобальта, с чистотой об- работки по трущимся поверхностям 9—10. Гидродинамические подшипники скольжения описанной конструкции хорошо зарекомендовали себя в главных цирку- ляционных и вспомогательных насосах на Нововоронежской, Белоярской и других АЭС. Несущая способность гидродинами- ческих подшипников скольжения растет с увеличением вязко- сти жидкости и частоты вращения ротора. В момент пуска не исключена возможность сухого трения и повышенного износа подшипников. Условия чисто жидкостного трения могут быть реализованы в гидростатических подшипниках скольжения, успешно приме- няемых в конструкциях как с вертикальным, так и с горизон- тальным расположением вала. Они могут работать практиче- 388
68С i 11 ^ i ■sstssi *£ о «sai? ! I В ! » Sw I 3*2 о ' л-5? н и ю он - ^«^ 0 Си -*ю I ж -* I S I о ь 3 I *Е J?go г 2 *» -Eg , I Я g о о С н 2 и » * 5 ^5 и о pj 2 i? 3 g Е ^о I *> я ^ О я о о Е » я о Е Йй'Р о а со я я £ я Со Ю X О ° Й ж Р о я Р о Н х я 2 3 ¥ я еэ со со о я СО Я Й о 2 О Я н о о 2 а о я я S3 £ * •о )з о •а о о г? о » о н О) Я ч^
ски на любой чистой жидкости, в том числе и на жидких метал- лах при высоких температурах. По особенностям работы гидростатические подшипники разделяются на подшипники с по- стоянным дросселированием на входе и подшипники с перемен- ным дросселированием на входе и выходе (со взаимным щеле- вым дросселированием). На рис. 7.60 и 7.61 показаны принципиальные схемы ради- ального и осевого гидростатических подшипников с постоянным дросселированием на входе. Во вкладыше радиального под- шипника имеется 4—12 карманов (камер) длиной LK, отделен- ных друг от друга поперечными перемычками шириной Ln с ма- лым радиальным зазором относительно вала h (с большим гид- равлическим сопротивлением), а в осевом направлении ограни- ченных кольцевыми перемычками длиной Li. В карманы через калиброванные отверстия диаметром dA подается жидкость при высоком давлении. При концентрическом расположении вала гидравлическое сопротивление выхода из всех карманов оди- наковое. Сопротивление же дроссельных отверстий на входе подбирается таким образом, чтобы в карманах установились давления, уравновешивающие усилия, действующие на ротор и обеспечивающие концентричность расположения вала. При ра- диальном смещении вала изменяется зазор: на стороне, проти- воположной направлению смещения вала, зазоры по кольцевой перемычке и между камерами увеличиваются, а в направлении смещения уменьшаются. Через камеру, противоположную сме- щению вала, расход жидкости увеличивается, давление в ней снижается; через камеру на стороне смещения вала расход жидкости уменьшается, давление в ней повышается. В резуль- тате возникает радиальное усилие, возвращающее вал в пер- воначальное положение. Таким образом, гидростатические под- шипники скольжения обладают свойством самоустанавливаемо- сти, что и обеспечивает постоянство режима жидкого трения. Аналогично работают и осеупорные гидростатические подшип- ники, в которых давление в камерах с обеих сторон упорных дисков изменяется в зависимости от размеров осевых зазоров. Гидростатические подшипники с постоянным дросселированием на входе надежно работали, например, в ГЦН первой реактор- ной установки ледокола «Ленин» (рис. 7.62). Подшипники с постоянным дросселированием чрезвычайно чувствительны к чистоте смазывающей жидкости из-за опасно- сти изменения характеристик дроссельных отверстий при отло- жении в них твердых фракций. В связи с этим в тех случаях, когда не исключено появление твердых фракций, например на жидких щелочных металлах, используются подшипники с пере- менным щелевым дросселированием (рис. 7.63). Жидкость вы- сокого давления через щели между валом и втулкой поступает в отверстия, из которых по спиральным каналам направляется 390
Рис. 7.62. Гидростатический подшипник герметичного циркуляционного насоса Рис. 7.63. Схема гидростатического подшипника со взаимным щелевым дрос- селированием: У —рабочий карман; 2, 4 — выходные щели; 3 — вал; 5 — кольцевая проточка; 6, 9, 10 — перепускные каналы; 7,8 — входные щели в противолежащие камеры (карманы). При смещении вала, например вправо, давление в правом кармане возрастает как в результате уменьшения выходного зазора 4, так и в резуль- тате увеличения зазора 8 на входе в карман. В то же время давление в левом несущем кармане уменьшается в результате увеличения левого выходного зазора 2 и уменьшения правого зазора на входе 7. В результате возникает радиальная восста- навливающая сила, смещающая вал в исходное (концентрич- ное относительно вкладыша) положение. Практически весь пе- репад давления срабатывается в зазоре между неподвижным вкладышем подшипника и вращающимся валом, благодаря чему 391
опасность забивания оксидами этого зазора невелика. Для устранения прямых перетечек из входных щелей в несущие кар- маны имеется кольцевая проточка 5, соединенная с полостью низкого давления. Относительная длина гидростатических подшипников прини- мается L/d=2^2,5; /1=0,06^-0,08 мм (Л/d^lO"3); dA=0,8-f- 1,2 мм; и/йд^Ю (/д — длина дросселя); LK^1/3L. Подшипники с переменным дросселированием имеют луч- шую на 30—35 % грузоподъемность по сравнению с подшипни- ками с постоянным дросселированием, но более сложны в изго- товлении и требуют большего в 1,5—2 раза расхода жидкости. Вообще же большие расходы жидкости характерны для всех типов статических подшипников. Так, расход на подшипники насосов реакторной установки ледокола «Ленин» достигает поч- ти 10 % номинальной подачи насоса. Жидкость высокого давления на камеры статических под- шипников может подаваться от вспомогательного насоса высо- кого давления или из напорного патрубка основного насоса. В этом случае материал пары трения должен обеспечивать возможность пуска в условиях полусухого трения. 7.6. ГЛАВНЫЕ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЕ НАСОСЫ ПЕРВОГО КОНТУРА К ГЦН первого контура предъявляются следующие основ- ные требования: а) длительная надежная работа без непосредственного об- служивания персоналом; б) полное отсутствие утечки радиоактивной среды или мини- мальный ее расход; в) возможность быстрого демонтажа элементов, в которых вероятно возникновение повреждений при эксплуатации; г) возможность быстрой отмывки в дезактивации для сни- жения уровня радиоактивности при ремонте, т. е. отсутствие узких щелей и тупиковых полостей; д) большое время выбега при внезапном обесточивании при- вода насоса, что облегчает расхолаживание активной зоны ре- актора. Циркуляционные насосы для водяного теплоносителя можно разделить на герметичные и насосы с ограниченной контроли- руемой протечкой. В полностью герметизированных насосах собственно насос и электродвигатель объединены в единый блок в общем корпусе. Выход вала через неподвижный корпус отсутствует. Возмож- ность утечек теплоносителя полностью исключена. Герметичные электронасосы в свою очередь можно разделить на две груп- пы: а) насосы с герметизированной роторной полостью и сухим 392
Рис. 7.64. Герметич- ный циркуляционный насос ГЦЭН-310: / — патрубок всасыва- ния; 2— корпус-бак на- соса; 3 — рабочее коле- со; 4 — отвод; 5 — диа- фрагма; 6—нижний под- шипник; 7 — крышка на- соса (корпус электро- двигателя); 8 — обмотка электродвигателя: 9 — ротор электродвигателя; 10 — статор электродви- гателя; // — перегород- ка; 12 — верхний ра- диальный подшипник; 13—осеупорный подшип- ник; 14 — вспомогатель- ный насос-импеллер; 15 — крышка; 16 — верх- няя часть корпуса элек- тродвигателя; 17 — теп- ловой экран; 18 — про- кладка; 19 — напорный патрубок 393
статором электродвигателя; б) насосы с мокрым статором элек- тродвигателя. На рис. 7.64 приведена конструктивная схема герметичного насоса ГЦЭН-310 для первого контура с ВВЭР-440. Основные данные насоса: подача 6500 м3/ч (1805 л/с); давление на вса- сывании 12,25 МПа; напор 60 м; время выбега до расхода 0,7 номинального 2,4 с. ГЦЭН-310 — вертикальный герметичный насос с нижним консольным расположением рабочего колеса. На тыльной стороне колеса 3 устроена разгрузочная камера, соединенная через систему обводных щелей и отверстий со вхо- дом в насос. Таким образом обеспечивается разгрузка осевых усилий на ротор насоса. Радиальные усилия уравновешиваются за счет использования лопаточного отвода 4. Уравновешивание осевых и радиальных усилий особенно важно для герметичных насосов в связи с тяжелыми условиями работы смазываемых водой подшипников. Корпус собственно насоса 2 и электродвигатель 7 образуют плотное разъемное соединение с плоской медной прокладкой 18. Корпуса стягиваются полыми шпильками увеличенной высоты. При затяжке шпильки разогреваются вставляемыми внутрь электронагревателями. Разогрев шпилек и их длина обеспечи- вают необходимый предварительный натяг при сборке насоса. Основной силовой корпус насоса соединяется с трубопрово- дами сваркой. Внутренний разгруженный корпус насоса обра- зует отводы и подводы, жестко связан с корпусом электродви- гателя 7 и вместе с ним извлекается из силового корпуса 2. На* сое, включая внутренний корпус, с электроприводом могут быть достаточно легко отделены от силового корпуса и заменены. Роторная полость электродвигателя от статорнои отделена нихромовой перегородкой 11 толщиной 0,4 мм. Для охлаждения роторной полости двигателя и гидродинамических подшипников используется автономный контур со вспомогательным насосом, колесо которого посажено на тот же вал, что и колесо основ- ного насоса на противоположной ему стороне. Жидкость с рас- ходом 4,15 кг/с поступает в холодильник из полости между нижним подшипником и диафрагмой, отделяющей ее от раз- грузочной камеры, при температуре до 393 К и охлаждается до температуры 333 К, при которой используется в подшипниках. Допустимые температуры определяются применяемой пласт- массой К-4. Верхний комбинированный подшипник — радиаль- но-осевой, а нижний — радиальный. Между торцевой стенкой корпуса электродвигателя, обращенной в сторону насоса, и об- моткой статора размещен экран с полостью, охлаждаемой тех- нической водой. Обмотки статора дополнительно охлаждают- ся прокачиваемым через статор воздухом. Общий КПД насоса составляет 52%. Значительная доля потерь приходится на электрические в статорнои перегородке 394
(—16 %). К обычным потерям насоса с раздельным приводом добавляются потери в статорнои перегородке, характеризуемые электрическим КПД т]Эл. Общий КПД можно представить в виде Т]=Т}элГ]м11обТ1г. Рассмотренная конструкция характеризуется полной герме- тичностью, достаточно высокой надежностью, но малым КПД. Более экономичны герметичные насосы с мокрым статором. Конструктивная схема такого герметичного насоса принципи- ально отличается от рассмотренной отсутствием статорнои пе- регородки. Однако широкого использования такие насосы в энергетике не получили из-за отсутствия надежной изоляции, способной работать длительное время в водяной среде при вы- соких температурах и в условиях интенсивных ионизирующих излучений. В значительной мере эти трудности устраняются в насосах с мокрым низковольтным статором (напряжение 30 В) и элек- трическим преобразователем. Такой принцип реализован в на- сосах ЦЭН-138/2, прошедших испытания на одной из петель Нововоронежской АЭС. КПД насоса с мокрым низковольтным статором на 10—20 % выше, чем насосов с сухим статором. Однако насосы с мокрым статором в настоящее время не могут считаться освоенными для промышленной эксплуатации в ЯЭУ. Оптимальная мощность герметичных насосов ограничена (около 2 МВт). Рост их мощности приводит к значи- тельному увеличению массы и габаритов, усложнению конст- рукции, затрудняет монтажные и ремонтные операции, снижа- ет КПД. Дальнейшее повышение единичной мощности и КПД циркуляционных насосов первого контура возможно при отказе от полной герметизации и переходе к насосам с ограниченной контролируемой протечкой с разделенным приводом. В таких насосах полностью или частично можно использовать выносные подшипники с традиционной масляной смазкой, что повышает надежность агрегата. Вал насоса проходит через неподвижный корпус. Следовательно, он должен быть уплотнен; при этом нужно иметь в виду, что среда в контуре находится при боль- шом давлении, высокой температуре и радиоактивна. Циркуляционные насосы с ограниченной контролируемой протечкой (рис. 7.65), как правило, — вертикальные, двухопор- ные, консольные, с нижним расположением рабочего колеса. Рабочее колесо 14 жестко соединено с валом 4, вращающимся в подшипниковых узлах 5 и 10. Муфтой 6 вал насоса связан с электродвигателем. Для увеличения жесткости вала нижний подшипник 10 выполняется чаще всего, как и показано на ри- сунке, встроенным и смазывается перекачиваемой жидкостью. Верхний подшипник 5 — осерадиальный, выносной с масляной смазкой. Оба подшипниковых узла связаны корпусом 11, явля- 395
Рис. 7.65. Конструктивная схема цир- куляционного насоса с ограниченной контролируемой протечкой ющимся одновременно и кор- пусом уплотнений, и крышкой собственно корпуса насоса 15. Корпус 15 и блок подшипни- ков и уплотнений 11 стягива- ются шпильками / и уплотня- ются металлической проклад- кой 12. Для уменьшения пере- течек теплоты в корпусе И устроен термобарьер в виде охлаждаемой водой полости 13. Над встроенным подшипни- ком расположено многоступен- чатое уплотнение. Первая сту- пень уплотнения, например, — с плавающими кольцами 8. В проставочное кольцо уплотне- ния подается холодная чистая буферная жидкость 9. Чтобы полностью исключить протечку радиоактивной среды, давле- ние буферной жидкости долж- но превышать давление в кон- туре. За первым уплотнением установлено второе, например тор- цевое 7, характеризующееся почти полным отсутствием проте- чек и, следовательно, предотвращающее попадание жидкости в рабочее помещение. Для нормальной работы первого уплот- нения через него должен поддерживаться определенный расход протечки жидкости, значительно превышающий расход через торцевое уплотнение, поэтому буферная жидкость должна быть отведена через трубку 2 во вспомогательный контур до торце- вого уплотнения. Кроме того, для лучшего охлаждения в по- лость торцевого уплотнения может быть подана через обратный клапан холодная чистая вода низкого давления 3. За торцевым уплотнением целесообразно установить щелевое или лабиринт- ное уплотнение на случай разрушения торцевого уплотнения. Главный циркуляционный насос для ЯЭУ с реактором ВВЭР-1000 с раздельным электрическим приводом и механи- ческим уплотнением, с ограниченной контролируемой протечкой ГЦН 20000-100 показан на рис. 7.66. Насос имеет номинальную подачу 20 000 м3/ч (5,5 м3/с) и напор 93 м. Расчетное давление на входе 15,6 МПа, температура теплоносителя 573 К, частота вращения 1480 мин-1, КПД 80%. Насос—одноступенчатый вертикальный с консольным расположением центробежного ко- леса. Базовая деталь насоса — сварно-кованый корпус / сфери- ческой формы. К корпусу стяжными шпильками 7 крепится вы- 396
Рис. 7.66. Главный циркуляционный насос ГЦН 20000-100: / — корпус; 2 — конфузор; 3 — уплотнение колеса; 4 — рабочее колесо; 5 —лопаточный отвод; 6— нижний подшипник; 7 — шпилька; 8 — крышка; 9 — экран; 10 — фонарь элек- тродвигателя; // — холодильник; 12 — уплотнение; 13 — вспомогательный подшипник; U — муфта; 15 — прокладки; 16 — подвод к подшипнику
емная часть насоса, состоящая из крышки 8 с закрепленными на ней деталями проточной части статора насоса, опор и узла уплотнений, ротором, фонарем электродвигателя 10 с установ- ленным на нем двигателем (на рисунке не показан). Сферический корпус насоса патрубками с внутренним диа- метром 850 мм сваркой соединяется с главными циркуляцион- ными трубопроводами. Внутри корпуса помещен конфузор 2, по которому вода поступает на вход рабочего колеса. Рабочее колесо большой быстроходности (наружный диаметр 770 мм) выполнено с лопатками двойной кривизны, посажено на ниж- ний консольный конец вала на шлицах путем температуроне- зависимой посадки (на конусах). Валы насоса и электродви- гателя соединены муфтой 14 и вместе с посаженными на них деталями образуют единый ротор, опирающийся на общие под- шипники. Нижней частью ротор опирается на радиальный гид- ростатический подшипник 6, установленный в расточке крышки и работающий на перекачиваемой жидкости, а верхним кон- цом — на осерадиальный подшипник с масляной смазкой, рас- положенный в верхней части электродвигателя. К нижней ча- сти крышки насоса крепится лопаточный отвод 5, который обес- печивает уравновешивание радиальных усилий. В корпусе от- вода закреплены втулки уплотнений 3 рабочего колеса. В крыш- ке насоса выполнены отверстия 16 для подачи и отвода жидко- сти на нижний гидростатический подшипник от внешнего источ- ника при пуске и остановке насоса. В верхней части крышки, между подшипником и узлом уплотнений, помещены блок эк- ранов 9 и холодильник 11 для уменьшения теплового потока к уплотнению. Блок уплотнений выполнен комбинированным: трехступен- чатое торцевое уплотнение с подачей чистой запирающей воды, с промежуточным охлаждением во внешнем холодильнике после каждой ступени и уплотнение с плавающими кольцами со сто- роны гидростатического подшипника. Уплотнение стыка между крышкой и корпусом осуществля- ется комплектом плоской и спирально-навивной прокладок. Равномерность и постоянство усилий на прокладках достига- ется за счет применения подпруженных пакетов тарельчатых прокладок. Все детали насоса выполнены из аустенитной стали 10Х18Н9Т, а уплотняющие пары—из силицированного графита. Насос приводится в действие специальным вертикальным асин- хронным двигателем мощностью 8 МВт, который установлен над насосом соосно с ним. Благодаря большой массе ротора электродвигателя агрегат имеет достаточно большое время выбега. При внезапном от- ключении электропитания подача насоса через 30 с снижается в 2,7 раза. 398
Все рассмотренные циркуляционные насосы имеют электри- ческий привод. (В насосах с контролируемой протечкой в прин- ципе привод может быть любой, например от специальной па- ровой турбины.) Насосы выполнены в виде самостоятельных агрегатов, связанных с остальным контуром трубопроводами. 8 некоторых случаях, например, для обеспечения многократ- ной принудительной циркуляции в кипящих корпусных водо- водяных реакторах, насос может встраиваться непосредственно в корпус реактора. На рис. 7.67 показан осевой насос, встроен- ный в корпус реактора. Привод насоса выведен за пределы корпуса реактора. Определенные преимущества имеют встроенные в сепаратор турбонасосы с паровым приводом для многократной принуди- тельной циркуляции (рис. 7.68). Турбонасос вместе с корпусом 9 помещается в сепараторе 1. На вертикальный вал 2, вращаю- щийся в верхнем 6 и нижнем 8 подшипниковых узлах, посаже- ны колесо насоса 10 и колесо приводной турбины 4. Насос рас- положен ниже уровня воды 7 в сепараторе. Отсепарированный пар проходит через сопла в диафрагме 5, рабочее колесо 4 и поступает в главный паропровод 3. Вода рабочим колесом на- соса подается в напорный трубопровод 11. При такой системе частота вращения и подача насоса пропорциональны расходу пара, что ведет к сохранению паросодержания в активной зоне реактора. Это позволяет автоматически без маховых колес обеспечить аварийное расхолаживание реактора за счет сраба- тывания его энергии в турбоприводе. Встроенный турбонасос обладает всеми преимуществами герметичных насосов. На схе- ме показано колесо осевого насоса. Насос может быть центро- бежным или диагональным. Особую группу циркуляционных насосов составляют насосы для жидких щелочных металлов, например натрия. Совершен- ствование насосов для жидких металлов пошло по пути разра- ботки конструкций с раздельными двигателем и уплотнением вала инертным газом. Это оказалось тем более возможным, что давление жидкого металла перед уплотнением, как правило, лишь незначительно отличается от атмосферного. Некоторые возможные конструктивные схемы с уплотнени- ем вала по буферному инертному газу приведены на рис. 7.69. Все насосы, как правило, выполняются консольными с верти- кальным расположением вала. На рис. 7.69,а показана конструктивная схема насоса с за- мерзающим уплотнением (см. § 7.4). Над охлаждаемой втулкой расположена полость, в которую подается инертный газ, на- пример аргон, под некоторым избыточным давлением, предот- вращающий контакт застывшего металла в уплотнении с воз- духом. Выход из газовой полости уплотняется торцевым, саль- никовым или другого типа уплотнением. Основной недостаток 399
Рис. 7.67. Встроенный осе- вой циркуляционный насос: / — корпус реактора; 2 — кор- пус насоса; 5 —рабочее коле- со; 4— выпрямляющий аппарат; 5 — верхний радиальный под- шипник с водяной смазкой; 6 — изоляция; 7—опорная труба; 8 — уплотнение вала; 9 — под- порное (заднее) уплотнение 10 — нижний радиальный под- шипник с масляной смазкой; 11 — осеупорный подшипник; 12 — муфта; 13 — вал привода Рис. 7.68. Схема встроенно- го циркуляционного турбо- насоса насосов с замерзающим уплотнением — большой пусковой мо- мент в связи с необходимостью разрушения застывшего ме- талла на поверхности вала. Распространения в промышленно- сти такие насосы не получили. Более надежны насосы с контролируемой герметизирован- ной протечкой и газовым уплотнением (рис. 7.69,6). От насосов с замерзающим уплотнением они отличаются тем, что металл в щели на выходе вала из корпуса собственно насоса постоян- но находится в жидком состоянии. Протечка через окна в тру- бе, окружающей вал, попадает в полость, заполненную инерт- 400
Рис. 7.69. Схемы насосов для жидкого металла: а — с замерзающим уплотнением; б —с контролируемой протечкой и газовым уплотне- нием; в — погружной насос ным газом, откуда отводится в резервный бак или на вход на- соса. Подшипники у таких насосов — выносные с масляной смазкой. Нижний подшипник может быть встроенным. Вал на- соса по газу уплотняется торцевым уплотнением или уплотне- нием другого типа. Дальнейшим развитием насосов с контролируемой гермети- зированной протечкой являются погружные насосы (рис. 7.69,в). Корпус насоса погружен в бак с жидкометаллическим теплоно- сителем. Над уровнем металла находится подушка инертного газа. Вертикальный вал насоса проходит через газовую по- душку и выводится через уплотнение за пределы бака. Основ- ное достоинство погружных насосов состоит в том, что протеч- ки из корпусов насоса попадают непосредственно в тот же са- мый бак, из которого теплоноситель поступает во всасывающий патрубок. Нижний подшипник, как правило, — встроенный. Верхний подшипниковый узел — выносной с масляной смазкой. Опыт эксплуатации жидкометаллических насосов с уплотне- нием инертным газом (с дроссельным уплотнением) показал, что газового уплотнения недостаточно для полного предотвра- щения попадания паров щелочных металлов в помещение. По- этому приводной двигатель должен быть заключен в герметич- ную оболочку с внутренним избыточным давлением инертного газа. 26—7000 401
Рис. 7.70. Натриевый циркуляционный насос реактора БН-350: / — протечка масла из узла уплотнения вала по газу; 2 — вода из уплотнения; 3 — вода для охлаждения узла уплотнения по газу; 4 — масло в узел уплотнения вала по газу; 5 — газ для продувки; 6 — масло в верхний радиальный подшипник; 7 — масло в упор- ный подшипник; 8 — масло в вал; 9 — масло из верхнего подшипника; 10 — масло в ниж- ний подшипник; // — смесь для охлаждения вала; 12 — масло из нижнего подшипника; 13 — начальный уровень заливки натрия; 14 — максимальный уровень заливки; 15 — корпус насоса; 16 — напорный патрубок; /7 — входной патрубок; 18 — слив протечек; 19 — биологическая защита 402
Другой путь — использование гидравлических (масляных) уплотнений, полностью исключающих попадание в окружающую среду как инертного газа, так и пара металла. Дроссельное или торцевое уплотнение в этом случае играет роль страховоч- ного. На рис. 7.70 показан натриевый циркуляционный насос реактора БН-350 с масляным уплотнением по газу, а на рис. 7.71 и 7.72 — погружной циркуляционный насос и его разме- щение в корпусе реактора БН-600. Номинальная подача насо- са 9700 м3/ч (2,7 м3/с), напор 0,97 МПа. Три одинаковых на- соса устанавливаются в кессоны реактора 9. Двухпоточное ра- бочее колесо 3 закреплено на нижней консоли вертикального вала 8, вращающегося в двух радиальных подшипниках: верх- нем масляном гидродинамическом 17, расположенном над крыш- кой реактора и уплотнением 15, и гидростатическом со вза- имным щелевым дросселированием 7, расположенным под уровнем натрия и работающем на натрии. Протечка натрия из нижнего подшипника сливается на всасывание внутри насоса. Верхний радиальный подшипник конструктивно совмещен с осеупорным. Подвод натрия к рабочему колесу осуществля- ется через верхнюю 6 и нижнюю 3 улитки и направляющий ап- парат. Отводится от рабочего колеса натрий через лопаточный отвод 4 и вертикальные каналы в нижней подводящей улитке в вертикальный напорный патрубок 1. В напорном патрубке размещен обратный клапан 2 с гидравлическим приводом 16. В случае отключения одного из трех параллельно работающих насосов клапан отсекает его по напорной магистрали от осталь- ных. Пространство над уровнем натрия заполнено инертным газом — аргоном. На выходе вала через крышку установлено торцевое уплотнение. Кроме то- го, в конструкции предусмотрено сильфонное стоя- ночное уплотнение, в которое подается аргон при дав- лении 1 МПа. Верхний масляный подшипник располагается над торцевым уплотнением. Попадание масла из подшипника в уп- лотнение исключается установкой между ними ванны случай- ных протечек. Вал насоса для уменьшения массы и передачи тепла к верхнему подшипнику выполнен полым, сварным. Дли- на вала 7,6 м, наибольший диаметр 0,68 м. Основные детали насоса и привода крепятся на верхней крышке 11 и образуют выемную часть. Для уменьшения нагрева крышки между ней и поверхностью натрия установлены стальные экраны 10, а в самой крышке дополнительно устроен холодильник 12. Кроме того, крышка одновременно служит и биологической защитой. Для этого она выполнена из стальных и графитовых плит об- щей толщиной 1000 мм для исключения прямого прострела ио- низирующих излучений. Герметичность разъема между выем- ной частью насоса и кессоном реактора обеспечивается ремон- топригодным сварным швом (сварка «на ус»). Основным мате- 26* 403
Рис. 7.71. Насос первого контура реактора БН-600: / — напорный патрубок; 2 — обратный клапан; 3 — улитка нижняя; 4 — лопаточный от- вод; 5 — рабочее колесо; 6 — улитка верхняя; 7 — гидростатический подшипник; 8 — вал; 9 — кессон; 10 — экран; 11 — крышка; 12 — холодильник; 13 — теплоизоляция; 14 — ста- нина электродвигателя; 15 — уплотнение вала; 16 — привод обратного клапана; 17 — верхний подшипник; 18 — муфта; 19 — электродвигатель 404
Продолжение рис. 7.71 405
Рис. 7.72. Размещение погружного циркуляционного насоса в корпусе реак- тора БН-600: / — наружный корпус; 2 — внутренний корпус; 3 — насос; 4 — электродвигатель риалом для изготовления насоса служит нержавеющая сталь Х18Н9 (проточная часть — из стали 10Х18Н12МЗЛ, вал — из стали 10Х18Н9). Расположенный над биологической защитой электродвига- тель имеет мощность 3,4 МВт и с помощью статического пре- образователя частоты может работать с частотой вращения ва- ла от 0 до 1000 мин-1, что обеспечивает плавное регулирование подачи. Погружные насосы имеют, как правило, электрический при- вод, но возможно использование турбопривода, например с га- зовой турбиной на инертном газе. Для циркуляционных насосов первого контура, как указы- валось выше, важно иметь достаточно большое время выбега, которое считается удовлетворительным, если в первые 10 с рас- ход упадет не более чем на 30% номинального. Подача насоса изменяется пропорционально частоте вращения: Q = Qhom(o/o)hom. 406
Время выбега до угловой скорости вращения о определяется уравнением движения Л*ном V °> <°ном / где / — суммарный момент инерции вращающихся частей; М — момент сопротивления вращению; со — угловая скорость; индекс «ном» относится к номинальному режиму. 7.7. ПИТАТЕЛЬНЫЕ НАСОСЫ Питательные насосы служат для подачи воды в парогенера- торы или непосредственно в реакторы в одноконтурных ЯЭУ. Они характеризуются относительно большим повышением дав- ления и относительно малыми (по сравнению, например, с ГЦН) подачами. В одноконтурных установках с циклом на- сыщенного пара давление на выходе из насоса не превышает 8 МПа, а в многоконтурных установках, например с реактором, охлаждаемым жидким металлом, давление на выходе питатель- ного насоса может достигать 35 МПа. Максимальный напор, создаваемый на одной ступени насоса, лимитируется условиями прочности и для стационарных установок составляет около 200 м для насосов с электрическим приводом (я^ЗООО об/мин) и до 650 м для насосов с турбоприводом (п=4500ч- 5500 об/мин). В связи с этим практически все питательные на- сосы выполняются многоступенчатыми. Для получения высоко- го КПД ступени проектируются с fts=804-100 об/мин. Насосы с давлением на выходе не более 10 МПа выполня- ются, как правило, однокорпусными, секционными, а насосы на более высокое давление — двухкорпусными с мощным внешним силовым корпусом и внутренним гидравлическим корпусом. На рис. 7.73 представлен питательный насос СПЭ-1650-75 для ЯЭУ с реактором РБМК-Ю00. Основные характеристики насо- са: подача Q= 1650 м3/ч (458 л/с), напор ft = 830 м, мощность Af=4100 кВт, частота вращения я=2980 об/мин, температура питательной воды 438 К, допускаемый кавитационный запас 15 м, КПД 82%, число ступеней 3. Насос однокорпусный, сек ционный, имеет крышки всасывания 3 и нагнетания 6У между которыми зажаты с помощью стяжных шпилек кольцевые сек- ции 5 ступеней насоса. Крышки и секции между собой стыку- ются по торцевой поверхности без прокладок. Секции включе- ны последовательно. Входной и выходной патрубки расположе- ны на соответствующих крышках. Колеса ступеней посажены на гладкий вал 1. Перед первой центробежной ступенью рас- положен шнек 4, что и обеспечивает достаточно большой кави- тационный запас—15 м. В обоймы секций вставлены детали отвода и переводного аппарата. Осевые усилия компенсируют- 407
Рис. 7.73. Питательный насос СПЭ-1650-75: / — ротор; 2 — концевое уплотнение; 3 — крышка всасывания; 4 — предвключенное осе- вое колесо; 5 —секция; 6 — крышка нагнетания; 7 — разгрузочная пята; 8 — радиаль- ный подшипник; 9 — плита ся с помощью гидравлической пяты. Внутренние уплотнения — щелевые, внешние — сальниковые с подачей холодной буферной жидкости. Ротор вращается в двух радиальных гидродинами- ческих подшипниках скольжения 8 с масляной смазкой. Осевой подшипник не предусмотрен, так как осевые нагрузки полно- стью компенсируются пятой. На рис. 7.74 приведен двухпоточный вариант насоса ПЭ-850-65 [Q = 850 м3/ч (236 л/с), Л==714 м, N=1920 кВт, л=2980 об/мин, КПД 80%]. Благодаря встречному располо- жению колес отпала необходимость в специальных уравнове- шивающих осевое усилие устройствах, но потребовался осе- упорный подшипник. Из-за отсутствия предвключенного шнека допустимая высота всасывания ниже, чем в ранее рассмотрен- ной конструкции, и составляет 9 м. Питательные насосы работают на горячей воде с темпера- турой обычно около 440 К, поэтому для обеспечения свободы радиальных термических перемещений и сохранения центровки с приводом опорная поверхность лап, которые в рассматривае- мом случае находятся на крышках, располагается в горизон- 408
Рис. 7.74. Двухпоточный питательный насос ПЭ-850-65: / — радиально-опорный подшипник: 2 — концевое уплотнение; 3 — крышка всасывания; 4 — секция нагнетания; 5 — промежуточная сек- ция; 6 — ротор; 7—осеупорный подшипник
талыюй плоскости вращения вала. Направляющие шпонки на корпусе фиксируют его осевое положение (рис. 7.75). В двухкорпусном питательном насосе СВПТ-850-350 (рис. 7.76) подача Q = 955 м3/ч (265 л/с), давление нагнетания 34,3 МПа, давление всасывания 1,96 МПа, частота вращения 4700 об/мин, число ступеней 7. Внешний силовой корпус 5 име- ет всасывающий 13 и напорный 12 патрубки и замыкается по торцам прочными крышками 3 и 7. Последние уплотняются плоскими металлическими прокладками. Патрубки направлены вниз. Внутренний корпус 6 и закладные детали отводов и пере- водных каналов выполнены с разъемом в горизонтальной плос- кости. В осевом направлении ротор 2 полностью разгружен с помощью пяты 8. Внутренние 4 и внешние 9 уплотнения — щелевого типа, причем корпус уплотнения со стороны всасыва- ния совмещен с крышкой корпуса. Внешние радиальные гидро- динамические подшипники скольжения 1> 10 имеют принуди- тельную масляную смазку. Предусмотрены датчик осевого по- ложения ротора 11 и упор с шариковым подшипником для ограничения осевого перемещения ротора при пусках и останов- ках. При работе вода из последней ступени поступает в меж- корпусное пространство и внутренний корпус 6 поджимается к кольцевому выступу внешнего корпуса 5, разобщая полости всасывания и нагнетания. При остановках внутренний корпус поджимается специальными пружинами. Внутренний корпус может быть выполнен секционным ана- логично однокорпуснои конструкции, причем секции могут иметь горизонтальный разъем. 410
Рис. 7.76. Питательный насос СВПТ-850-350
Для улучшения кавитационных условий на входе в насос перед ним обычно устанавливается предвключенный бустерный насос с небольшим напором и, как правило, с пониженной по сравнению с основным насосом частотой вращения. Судовые питательные насосы, так же как и стационарные, могут иметь электрический или турбинный привод и создают приращение давления на ступень до 6 МПа. Подача таких на- сосов—от 15 до 300 м3/ч (83,3 л/с). Турбинный привод позво- ляет поднять частоту вращения до 15 000 об/мин при кавитаци- онном коэффициенте быстроходности С= 1500-^-2200, при этом может быть как внешний турбинный привод, так и привод, объединенный с насосом общим корпусом. В качестве привода используются одно- и двухвенечные диски со ступенями скоро- сти. На рис. 7.77 показан судовой питательный турбонасос ТПН-65-80. Подача насоса 80 м3/ч, приращение давления в на- сосе (напор) 5,5 МПа, температура воды 408 К, частота вра- щения 6000 мин-1 (100 с-1), мощность 187 кВт. Насосный агре- гат (ТНА) имеет вертикально расположенный вал 6 с насажен- ными на него рабочими колесами трех насосных ступеней 14— 16 и рабочим колесом паровой турбины 9. Ступени насоса включены последовательно сверху вниз, имеют одинаковый на- ружный диаметр, колесо первой ступени выполнено с уширен- ным входом для улучшения антикавитационных свойств насоса. Вал вращается в верхнем и нижнем встроенных гидродинами- ческих подшипниках скольжения / и /2, смазываемых водой. Для восприятия и компенсации осевых усилий используется гидравлическая пята 2. Насосная часть агрегата выполнена двухкорпусной. Внутренний корпус состоит из цилиндрических секций с закладными деталями, которые образуют раздели- тельные перегородки между ступенями— диафрагмы и содер- жат лопаточные отводы и переводные каналы. Секции внутрен- него корпуса вставлены во внешний корпус 5 и зафиксированы относительно него болтами. Снизу на стороне нагнетания кор- пус закрыт силовой крышкой 3 с закрепленным на ней корпу- сом нижнего подшипника. Крышка с корпусом стянуты шпиль- ками 4. В верхней части корпуса размещена полость паровой турбины, которая закрыта крышкой 10. К крышке крепится корпус верхнего подшипника со вспомогательным колесом // (импеллером) для прокачки холодной жидкости через подшип- ники. Турбина — активная с двумя ступенями скорости. Между турбиной и насосной частью помещена разделительная вставка 7 с выполненным в ней улиточным подводом питательной воды. Разделительная вставка секциями внутреннего корпуса насоса поджимается к уступу во внешнем корпусе. Полость турбины и патрубок всасывания первой насосной ступени разделены щелевым уплотнением с винтовой канавкой 8 (осевым импел- 412
Рис. 7.77. Турбонасосный агрегат ТПН-55-80: 1 — нижний подшипник; 2 — пята; 3 — крышка насоса; 4 — шпильки; 5 —корпус; 6 — вал; 7 — разделительная проставка; 8 — уплотнение; 9 — колесо турбины; 10 — крышка турбины; // — вспомогательный насос; 12 — верхний подшипник; 13 — подвод пара; 14 — рабочее колесо первой ступени насоса; 15, 16 — рабочие колеса насоса
лером), уменьшающей перетечку питательной воды в полость турбины. Подобное уплотнение выполнено и между полостью турбины и верхним подшипником. Пар на сопла турбины пода- ется по спиральному каналу 13. Рассмотренная конструкция питательного турбонасоса отличается малыми габаритными размерами и полной герметичностью. 7.8. КОНДЕНСАТНЫЕ НАСОСЫ Конденсатные насосы имеют подачу до 1600 м3/ч (445 л/с), напор 20—220 м, допустимую высоту всасывания 1,6—2,8 м. Привод насосов стационарных ЯЭУ почти исключительно элек- трический, а на судах возможен турбинный. Частота вращения 980—2950 об /мин. Насосы имеют одну или несколько ступеней. Крупные конденсатные насосы имеют вертикальное исполнение с нижним расположением первой ступени. Для улучшения ан- тикавитационных свойств насоса первая ступень выполняется двухпоточной с уширенным входом (С«1200) или с предвклю- ченным шнеком, так как насос работает в условиях глубокого вакуума на входе и температура конденсата близка к темпера- туре насыщения. Конструкция насоса должна обеспечить отсут- ствие присосов на стороне всасывания и минимум утечек на стороне нагнетания. На рис. 7.78 приведена типичная конструкция вертикально- го двухкорпусного конденсатного насоса. Внутренний корпус — литой с разъемом, параллельным оси вала. Полости всасыва- ния и нагнетания разделены диафрагмой. Насос имеет пять по- следовательно включенных центробежных ступеней и пред- включенный шнек. Ступени 2, 3 и 4, 5 для компенсации осевого усилия включены навстречу друг другу. Уплотнение — сальни- ковое. Вал опирается на два подшипника: нижний радиальный встроенный подшипник скольжения и верхний осерадиальный выносной шариковый подшипник с масляной смазкой. Жид- кость для смазки нижнего подшипника отбирается перед уплотнением. Внутренняя выемная часть насоса может быть демонтирована без отсоединения всасывающего и напорного трубопроводов. Минимальными габаритными размерами и массой и полной герметичностью характеризуются конденсатные насосы с гид- роприводом (КГТН), используемые для дренажа конденсата после сепаратора-пароперегревателя. Подобные насосы разра- ботаны для подачи от 400 до 850 м3/ч с напором около 400 м. Работают насосы при достаточно высоких давлениях и темпе- ратуре на входе (6—6,5 МПа и 525—555 К), частота вращения 5000—5500 мин-1. Турбонасос (рис. 7.79) объединяет в едином корпусе одноступенчатый центробежный насос и приводную гидравлическую одноступенчатую радиальную (центростреми- 414
Рис. 7.78. Вертикальный конденсатный насос: / — наружный корпус; 2 — внутренний корпус; 3 — ротор; 4 — нижний подшипник: 5 — патрубок всасывания; 6 —диафрагма; 7— патрубок нагнетания; 8 — верхний подшипник тельную) турбину. На вертикальный вал снизу консольуо по- сажено колесо центробежного насоса. Колесо гидротурбины расположено между двумя гидростатическими подшипниками скольжения, смазываемыми водой. Каждый из подшипников выполнен осерадиальным. Рабочие поверхности гребней осе- упорной части подшипника направлены в противоположные стороны, что и обеспечивает осевую фиксацию ротора. Турбо- насос выполнен двухкорпусным. Каналы проточной части выполнены во внутреннем корпусе. На внешнем корпусе раз- мещены подводящие и отводящие патрубки. В отличие от рас- смотренных выше двухкорпусных конструкций турбонасос не 415
Рис. 7.79. Конденсатный гидротурбонасос: / — колесо насоса; 2 — крышка насоса; 3, 9 — уплотнительные кольца; 4 — лопаточный отвод; 5, 11 — радиально-осевые подшипники; 6 — промежуточная секция; 7 — внутрен- ний корпус турбины; 8 — колесо турбины; 10 — клиновидная прокладка; 12 — крышка; 13 — вал; 14 — подвод воды к подшипнику; 15 — нажимное кольцо; 16 — внешний кор- пус; 17 — внутренний корпус имеет отдельной крышки внешнего корпуса. Она совмещена с верхней частью внутреннего корпуса. Внешняя герметизация обеспечивается клиновидной самоуплотняющейся прокладкой 10 между внутренним корпусом и нажимным кольцом 15. Внут- ренний корпус через плоскую прокладку специальным буртом поджимается к кольцевому выступу на внутреннем корпусе и фиксируется относительно него. В качестве рабочей воды приводной турбины используется питательная вода, сброс которой после гидротурбонасоса осу- ществляется в деаэратор. 7.9. МНОГОСТУПЕНЧАТЫЕ ТУРБИНЫ Основными машинами-двигателями ЯЭУ являются много- ступенчатые паровые турбины. Их основные преимущества сле- дующие: 416
1) можно получить большие мощности в одном агрегате при высоком КПД; 2) для каждой ступени можно выбрать такой располагае- мый перепад энтальпий, что и при умеренных окружных скоро- стях будет близким к оптимальному значение характеристиче- ского коэффициента xa=u/cat а следовательно, и высокое зна- чение КПД; 3) при небольших перепадах энтальпий и диаметрах ступе- ней можно получить полную парциальность на всех .или на большинстве ступеней; .. - 4) выходная скорость промежуточных ступеней полностью или частично используется в последующих ступенях; 5) с потерей энергии в предыдущих ступенях повышается располагаемый перепад энтальпии последующих ступеней и всей турбины: #02 = //о(1+?т), где #oz — располагаемый перепад энтальпии суммы ступеней, Дж/кг; Но — располагаемый перепад энтальпии по основной изоэнтропе, Дж/кг; ?т — коэффициент возврата теплоты: £=4,8-10~2 в области перегретого пара и 2,8*10~2 в области насыщенного пара; Z — число ступеней; т]о; — средний относи- тельный внутренний КПД ступени; [Я0]=кДж/кг; #оо= = 100кДж/кг; 6) в многоступенчатых турбинах можно осуществить про- межуточные отборы пара, промежуточный перегрев и сепара- цию. К недостаткам многоступенчатых турбин относят сложность конструкции и большие перетечки рабочего тела через уплот- нения между ступенями. Единичная мощность турбоустановок на АЭС в СССР со- ставляет от 70 до 1000 МВт. В ближайшие годы можно ожи- дать дальнейшего увеличения единичной мощности. Турбины установок с охлаждаемыми водой реакторами (ВВЭР, РБМК) работают преимущественно насыщенным па- ром с начальным давлением до 6,4 МПа. В установках с реак- торами, охлаждаемыми жидким металлом и газом, при высоких температурах применяют турбины на перегретом паре. Пере- гретый пар используется в одноконтурных установках с реакто- рами типа АМБ (Белоярская АЭС), в трехконтурных установ- ках с реакторами БН; можно ожидать также широкого внед- рения ядерного, т. е. непосредственно в реакторе, перегрева пара в мощных канальных реакторах типа РБМКП. 27—7000 417
Рис. 7.80. i—S-диаграмма про- цесса расширения перегретого (а) и сухого насыщенного (б) пара На рис. 7.80 приведена i — S-диаграмма процесса расшире- ния перегретого (а) и сухого насыщенного (б) пара. В случае насыщенного пара весь процесс расширения протекает в обла- сти влажного пара, тогда как при начальном перегреве влаж- ным паром работают только последние ступени. При одинако- вом давлении за последней ступенью Pk (давление в конденса- торе) процесс расширения, представленный на рис. 7.80,6, за- канчивается, как правило (линия 1—1"), в условиях недопус- тимо высокой влажности, поэтому необходимы промежуточное (линия 1'—2') осушение и (или) перегрев пара. При работе на одинаковое конечное давление рк распола- гаемый Но и использованный //; перепады энтальпий при ра- боте перегретым паром выше, чем при работе насыщенным паром. Следовательно, для получения той же мощности на на- сыщенном паре требуются значительно большие его расходы. Установки на перегретом паре характеризуются более высоки- ми КПД. Наличие влаги способствует эрозионному разруше- нию проточной части турбины. Уже из этих предварительных замечаний следует значительное влияние влажности пара на рабочий процесс и конструкцию турбины. Ниже мы остановим- ся на этих вопросах подробнее. КПД турбинной установки растет с увеличением начальной температуры пара. В ЯЭУ параметры пара перед турбиной определяются типом реактора и достижимыми в нем темпера- турами теплоносителя в условиях высокой надежности и мини- мума расчетных затрат. Именно это обстоятельство предопре- делило использование в установках с охлаждаемыми водой реакторами турбин на насыщенном паре. Увеличение давления насыщенного пара приводит к росту термического КПД простого цикла вплоть до р0^17$ МПа. Однако такое увеличение сравнительно невелико, но при этом повышается конечная влажность пара, что приводит к умень- шению внутреннего КПД турбины и износу проточной части. Поэтому давление р0 должно выбираться с учетом указанных 418
явлений и затрат на реализацию мероприятий по снижению отрицательного влияния влажности. В настоящее время опти- мальным можно считать давление примерно 7,0 МПа в сепара- торе реактора или парогенератора и 6,5 МПа перед турбиной. Применение начального и промежуточного перегревов пара всегда приводит к снижению конечной влажности. Давление пара после промежуточного перегрева за счет теплоты первич- ного теплоносителя или непосредственно в реакторе выбирает- ся равным (0,2—0,3)р0. Давление пара после промежуточной сепарации применяется (0,05—0,15) р0, а в сочетании с паро- вым перегревом острым паром (0,1—0,25) р0. С уменьшением конечного давления рк за турбиной растет термический КПД. Одновременно увеличивается удельный объ^ ем пара, что усложняет конструкцию последних ступеней тур- бины и конденсатора. С ростом объемного расхода пара тре- буется увеличивать и сечение рабочих каналов для поддержа- ния выходной скорости (а следовательно, и потерь с выходной скоростью) в разумных пределах. При неизменном же сечении выхлопа с ростом удельного расхода будут увеличиваться по- тери с выходной скоростью, что может полностью компенсиро- вать увеличение экономичности установки за счет роста тер- мического КПД. Кроме того, при определенном значении рк может произойти аэродинамическое запирание последней сту- пени (т. е. достигнута скорость звука), и дальнейшее снижение давления в конденсаторе не будет приводить к изменениям работы турбины. В этом случае говорят о достижении предель- ного вакуума. В конечном итоге выбор расчетного конечного давления, как и начальных параметров, определяется технико- экономическим анализом работы установки в целом. Как пра-^ вило, для ЯЭУ рк=3ч-6 кПа. Выбранные начальные параметры и конечное давление определяют располагаемый перепад энтальпий на турбину. Если применяется промежуточный перегрев или сепарация, то располагаемый перепад следует принять равным сумме распо- лагаемого перепада до давления перегрева и располагаемого перепада от параметров за промежуточным перегревателем и до конечного давления. Расход пара на входе в турбину и через отдельные ее отсе- ки определяется при расчете тепловой схемы (см. гл. 3). Тогда же размечается протекание процесса в i — S-диаграмме, кото- рое должно быть уточнено в результате детального расчета ступеней турбины. Конструктивно проточная часть турбины делится на от- дельные цилиндры, что диктуется целым рядом соображений. В процессе расширения пара увеличивается его удельный объем и вследствие этого увеличивается объемный расход. Проходное сечение лимитируется допустимой по условиям 27* 419
прочности высотой лопаток. Наибольшая освоенная длина ра- бочих лопаток в СССР при среднем диаметре 2,9 м составля- ет 1200 мм при /г=50 с-1 (3000 об/мин) и 1450 мм при п= = 25 с"1 (1500 об/мин). Следовательно, ограничивая разумны- ми пределами (обычно до 3%) потери с выходной скоростью, через один выхлоп можно обеспечить расход не более опреде- ленного значения. Отсюда возникает необходимость несколь- ких выхлопов. Как правило, ЦНД выполняются двухпоточны- ми, а их число у турбин большой мощности достигает трех-че- тырех (шесть — восемь выхлопов). ЦВД с малыми объемными расходами пара для обеспече- ния полной парциальности и достаточно больших длин рабо- чих лопаток (для обеспечения высоких КПД) у турбин на вы- сокие параметры выполняется, как правило, однопоточным, у турбин же большой мощности на насыщенном паре ЦВД может быть* двухпоточным. В пределах цилиндра необходимо обеспечить плавное изме- нение диаметра проточной части. Только в этом случае воз- можно эффективное использование выходной скорости проме- жуточных ступеней. Отсюда BbrreKaef требование, чтобы отно- шение диаметров первой и последней ступеней было не_ менее 0,5. В связи с этим на крупных турбинах появляются ЦСД (од- но- или двухпоточные). Разделение турбины на отдельные цилиндры целесообразно и в том случае^ если требуется отвести весь пар на прдмежу- точный перегрев или внешнюю сепарацию. При разделении проточной части турбины на цилиндры уменьшается длина вала между опорами, что повышает жест- кость вала при умеренном диаметре. Поскольку вдоль проточной части изменяются давление и температура, конструктор получает возможность изменять кон- струкции корпуса и ротора от цилиндра к цилиндру в соответ- ствии с конкретными условиями (толстостенный корпус ЦВД и легкий сварно-литой ЦНД и т. д.). Вопрос о разбивке про- точной части на цилиндры высокого, среднего и низкого дав- ления и выбор числа выхлопов на каждом цилиндре решается при определении точек промежуточного перегрева и внешней сепарации пара и при определении размеров ступеней. Остановимся на определении основных размеров ступеней и выборе числа ступеней и перепада энтальпии на каждую сту- пень. Особое место занимает первая, регулирующая ступень. В турбинах с дроссельным регулированием она отсутствует. Регулирующая ступень активного типа с одной или двумя сту- пенями скорости используется в турбинах, для которых доста- точно велика вероятность работы на нерасчетных режимах, при этом экономичность всей установки на нерасчетных режи- мах будет тем выше, чем больше расчетный располагаемый 420
перепад энтальпий, срабатываемый на регулирующей ступени. Поэтрму располагаемый перепад на регулирующей ступени со- ставляет, как правило, не менее 80—120 кДж/кг. По известным перепаду энтальпии, расходу, частоте вращения и оптимально- му ха находят диаметр регулирующей ступени. При срабатывании большого перепада энтальпии на регу- лирующей ступени значительно снижается давление, увеличи- вается объемный расход, все последующие ступени можно вы- полнить с полной парциальностью, уменьшается число нерегу- лируемых ступеней. При снижении давления в камере регули- рующей ступени однопоточных ЦВД уменьшаются утечки че- рез переднее концевое уплотнение и упрощается его конструк- ция. При выборе размеров последних ступеней конденсацион- ных турбин определяющее значение имеют прочность рабочих лопаток и потери с выходной скоростью. Прежде всего опреде- ляют число выхлопов т: m=GK/GKU где GKi = FKcz2lvz2; GK и Gm — суммарный расход и расход на один выхлоп, кг/с; FK=ndZ2lz2 — площадь выхлопа (кольце- вая), м2; с22 и Vz2 — скорость, м/с, и удельный объем, м3/кг, на выходе последней ступени, cZ2=i2hB.c\ hB.c= (0,015^-0,03) #0 — потери с выходной скоростью. По условиям прочности 77к=Л-2лаР/(рмАг2). Для лопаток постоянного сечения k=\ и для лопаток рав- ного сопротивления 1/&=0,35+0,65/n/f к, где fn и fK— площади сечений лопатки на периферии и у корня, м2. Отношения /K/fn достигают 7—10. Расчетное напряжение в сечении лопатки, Па, (Jp= ((Траст + (Тизг) =СГо,2/^0,2, где (70,2 — предел текучести, Па; /z0,2= 1,65ч-1,8 — запас по пределу текучести; рм — плотность материала лопатки, кг/м3. Если найдено т>1, то обычно принимается четное число выхлопов (двухпоточные ЦНД). По принятому т уточняется Gki. Далее по уравнению неразрывности находят средний диа- метр dz и длину лопатки последней ступени /z: V ™Z2 в Принимают 0 = 2,4-^2,7. Имея число выхлопов, разделительные давления сепарации и перегрева, точки промежуточных отборов, принимают ту или иную схему проточной части, разбивая ее на цилиндры, а ци- 421
линдры в свою очередь —на отсеки постоянного расхода, на- пример однопоточный ЦВД и два двухпоточных ЦНД, причем число потоков ЦВД принимают с учетом возможностей обеспе- чения парциальности е-+1 при достаточной высоте лопаток. Средний диаметр первой нерегулируемой ступени находят по уравнению неразрывности dl = _Li/_2£ Gvit*i i sin cxj где d\ — средний диаметр первичной ступени, м; U — высота сопл первой ступени, м; е — степень парциальности; ai — угол абсолютной скорости на выходе из сопл; G — расход пара, кг/с; 0i* — удельный объем пара за соплами, м3/кг; х\ — характери- стический коэффициент ступени; п — частота вращения, с-1. Строго говоря, в выражении для расчета d\ известны только расход G и частота вращения п. Остальные величины выбира- ются из условия оптимального КПД ступени: для активной ступени ^1 = 0,4-^0,55; ai = ll-f-14°; /i>124-14 мм; е=1; vit на- ходят, задавшись перепадом энтальпии на ступень 30— 40 кДж/кг. Для реактивной ступени #1 = 0,74-0,8; ai = 14-7-18°; /i^20-f-25 мм; е=\. Для определения числа ступеней, их средних диаметров и располагаемых перепадов энтальпии воспользуемся зависимо- стью располагаемого перепада энтальпии от диаметра ступени: На произвольной базе а (рис. 7.81) откладываем по верти- кали диаметр первой ступени d\ в начале отрезка и диаметр по- следней ступени dz в конце его и плавной кривой задаем харак- тер изменения проточной части турбины. Для первой и послед- ней ступеней и нескольких промежуточных значений диаметра, задавшись значением характеристического коэффициента ха> по формуле (7.43) находим значения /i0 и, соединив полученные значения плавной кривой, находим изменение располагаемых перепадов энтальпий вдоль проточной части. Значение ха выбирается с учетом степени реактивности на среднем диаметре ртср, которая принимается из условия, чтобы в корневом сечении обеспечить рт.к>0,05: pT.cp=l_(l_pT.K)(l_//d)i,8. Среднее значение располагаемого перепада энтальпий на ступень т AocP = 4"JA«da = irJ]A»Ae- 422
Ро^о/о Рис. 7.81. Распределение перепада Рис. 7.82. Скорости паро- энтальпии по ступеням многоступен- вой и жидкой фаз при рас- чатой турбины ширении влажного пара Число ступеней Z=#0(1+<7t)/W Результат подсчета округляется до ближайшего целого числа. Разделив отрезок а на Z—1 часть, непосредственно из диа- граммы находим h0 для каждой ступени. Сумма располагаемых перепадов энтальпий ступеней должна быть равна располагае- мому перепаду энтальпий турбины с учетом возврата тепла: Zh0 + A = H0(l+qT), где А — невязка, которая распределяется равномерно по сту- пеням. Таким образом, найдены число ступеней, их диаметры и располагаемые перепады энтальпии — этого достаточно для де- тального расчета ступеней. Найденные значения h0 и места отборов увязывают между собой последовательным приближе- нием. Этот метод расчета применим отдельно к каждому ци- линдру турбины. Рассмотрим несколько подробнее работу турбины влажным паром. Все ступени турбины насыщенного пара, кроме первой, и последние ступени турбин перегретого пара работают влаж- ным паром. Влага диспергирована в потоке, а также движется в виде пленок и струй по поверхности профилей сопловых и рабочих решеток и по другим поверхностям в проточной части турбины. Наличие влаги приводит к снижению экономичности турбины и к эрозионному износу проточной части. Качественно эти явления можно объяснить следующим образом. Частицы влаги движутся в потоке с определенным скольже- нием, отставая от потока газовой фазы. При расширении в соп- 423
лах, даже если на входе пар и жидкость имели одинаковую скорость, средняя скорость пара на выходе Ci значительно превосходит скорость жидкости с[ъ по абсолютному значению. Их направления в первом приближении можно считать одина- ковыми (рис. 7.82). Как следует из треугольников скоростей, при одинаковой переносной скорости относительные скорости пара W! и влаги Wu будут отличаться по модулю и направле- нию. Появляется составляющая скорости жидкости ^ibCOsPib, направленная навстречу вращению рабочей решетки. Происхо- дит удар частиц жидкости о кромки лопаток, приводящий к торможению ротора, т. е. к снижению полезной работы и к разрушению поверхности лопаток. Описанным явлением не исчерпываются причины ухудшения экономичности при работе влажным паром. Потери в решетках увеличиваются также вследствие: увеличения потерь на трение в водяных пленках и двухфазном пограничном слое, потери энергии на разгон жид- ких частиц, потерь на дробление пленки при стекании ее в по- ток с кромок профилей, интенсификации вторичных течений с участием в них жидкой фазы, перестройки профиля скорости в каналах из-за наличия жидкой фазы и т. д. В первом прибли- жении КПД ступени при средней сухости пара х где т)о/ — КПД ступени на перегретом паре. Как указывалось выше, при работе влажным паром проис- ходит эрозионное разрушение кромок рабочих лопаток. Эрозии подвержены и другие элементы проточной части при движении по ним струй и пленок жидкости с большой скоростью. Но осо- бенно эрозионно опасными являются периферийные области лопаток последних ступеней, работающих в области наиболь- шей влажности и наибольших линейных скоростей вращения. Эрозия лопаток приводит к выходу турбины из строя. Именно этим обстоятельством наряду с соображениями экономичности лимитируется содержание влаги в проточной части турбины. В стационарных турбинах при я=50 с-1 предельная влажность пара за последней ступенью ограничена ~12%. Возможно увеличение допустимой влажности при снижении линейной скорости, если не учитывать ухудшение экономичности с увели- чением влагосодержания. Для повышения экономичности и работоспособности турби- ны ограничивают увеличение влажности в турбине. Ограничить влажность в проточной части в принципе можно двумя путями: 1) выводом образовавшейся влаги из рабочего процесса; 2) ис- парением образовавшейся влаги. Отвод влаги осуществляется вне турбины (внешняя сепарация) и внутри нее (внутрицилинд- ровая сепарация). 424
Для внешней сепарации весь поток пара за ЦВД отводится к сепаратору, осушается и возвращается к ЦСД или ЦНД. Точ- ки отбора на сепарацию должны быть выбраны таким образом, чтобы обеспечить конечную влажность в допустимых пределах. На АЭС используются сепараторы центробежного и жалюзий- ного типов. Сепаратор работает при малых давлениях и, зна- чит, больших объемных расходах пара. В то же время ддя по- вышения эффективности сепарации скорость пара необходимо уменьшить. В результате сепараторы получаются громоздкими и дорогостоящими. Поэтому в установках используют, как пра- вило, один выносной сепаратор. При относительно высоком начальном давлении насыщен- ного пара одной ступени внешней сепарации оказывается недо- статочно. В этом случае отсепарированный пар во избежание установки второго сепаратора перегревают, например, за счет теплоты острого пара и тем самым обеспечивают конечную влажность в допустимых пределах. Сепаратор и перегреватель выполняют в виде единого блока — СПП. Следует иметь в ви- ду, что промежуточный перегрев острым или отборным из сту- пеней высокого давления паром приводит к ухудшению терми- ческого КПД цикла. Во внешних сепараторах достигается вы- сокая степень улавливания влаги (более 99%). Внутри цилиндров турбины влага может удаляться несколь- кими способами: сепарацией влаги за рабочим колесом, сепа- рацией влаги перед рабочим колесом, влагоудалением с отса- сыванием пара, внутриканальной сепарацией. Эффективность сепарации за рабочим колесом определяется радиальным перемещением влаги внутри колеса и за ним. В колесе влага движется струйками по поверхности лопаток и каплями в паровом пространстве. Под действием центробеж- ных сил она движется к вершинам лопаток, где создаются ус- ловия для ее удаления. В ступенях без бандажа значительная часть влаги достигает стенки цилиндра и течет по ней в на- правлении потока. На пути влаги и устанавливается сепаратор, представляющий собой кольцевую полость со щелевым входом (рис. 7.83, правая сторона). Сепарация увеличивается с расши- рением входа в сепаратор AS2, с уменьшением перекрыши, с увеличением открытия выходных концов лопаток ДВ2 и силь- но зависит от формы входного канала. Правда, при ДВ2>15ч- 20% (В2 —ширина рабочих лопаток) заметно уменьшается КПД ступени. С увеличением окружной скорости удаление вла- ги уменьшается, так как она становится более мелкодисперсной из-за удара о лопатки, и сепарация ее ухудшается. Полость сепаратора может быть устроена и перед рабочим колесом (рис. 7.83, левая сторона). Капли, срываясь с сопло- вых лопаток, попадают в закрученный поток. Под влиянием центробежных сил они перемещаются в радиальном направле- 425
Рис. 7.83. Внутрицилиндровые сепа- Рис. 7.84. Схемы удаления влаги с раторы влаги отсосом периферийного пара: /_ турбина; 2 — конденсатор; 3 — регене- ративный подогреватель нии к периферийной ограничивающей поверхности. Удаление капель возможно, если они достигают поверхности не далее влагоотводящего канала. Эффективность влагоудаления незна- чительно повышается с увеличением расстояния между венца- ми решеток. Однако последнее может привести к снижению КПД из-за нарушения структуры потока. Сильное средство для повышения эффективности сепарации — скругление вход- ной кромки. Радиус кривизны должен по крайней мере на по- рядок превышать толщину пленки. Поднимаясь по скругле- нию, влага попадает в область, где осевое движение практиче- ски отсутствует, и, срываясь с малым углом, попадает в закру- ченный поток и быстро сепарируется на стенку. Улавливание возрастает с увеличением ширины щели и особенно в области отрицательных перекрыш. При небольших зазорах между соп- лами и рабочими лопатками полезное влияние оказывает от- крытие входной части торцов лопаток на 15—20%. Дальней- шее увеличение открытия может привести к снижению КПД. Обобщенные рекомендации МЭИ сводятся к следующему: Afii/Bi«0f07; ДВ2/Я2«0,1; AS,//2«0f05; AS2/l2& 0,07-^0,15 (большие значения AS2— для ступеней с малыми 12). Важнейшая характеристика влагоулавливающих уст- ройств— коэффициент сепарации тЗрс=Усеп/Уо. Суммарный ко- 426
эффициент сепарации не равен сумме коэффициентов сепара- ции при сочетании различных способов: ,фс.общ<Е'фс. Анализ экспериментальных данных позволяет надеяться на надежное получение перед рабочими лопатками значений г[5С=5ч-15% и за рабочими лопатками значений г|)с = 20-^30%. Если один из рассмотренных способов совместить с отсосом части пара, то эффективность влагоудаления значительно по- вышается. Особенно это целесообразно, когда локальные влаго- содержания на периферии велики и влага состоит из мелких капель, следующих за потоком пара, а центробежная сепара- ция недостаточно, эффективна. Эвакуация части пара вместе с влагой приводит к некоторому ухудшению экономичности несмотря на удаление влаги. Поэтому влага должна удаляться при минимальных отсосах пара. Отсос пара может быть осуществлен по одной из четырех схем (рис. 7.84). Наименее экономичен случай на рис. Т.84,а (пар с капельками влаги направляется в конденсатор и боль- ше в рабочем процессе не участвует), а наиболее выгодна схе- ма на рис. 7.84,6 (влагоудаление совмещается с регенератив- ным отбором пара). Отсос по схемам на рис. 7.84,в и г по эко- номичности занимает промежуточное положение. При внутриканальной сепарации, которая также совмеща- ется с отсосом пара, жидкость отводится через специальные щели или отверстия в местах наибольшего ее скопления на по- верхности полых сопловых лопаток. Щели расположены в пе- риферийной части лопаток на входной кромке профиля, выпук- лой и вогнутой поверхностях. Коэффициент сепарации через полые лопатки составляет, как правило, 4—8%. Влага может удаляться и через выходную кромку сопловых лопаток и особенно эффективно — при малых степенях расши- рения (е<0,7). В этом случае i|)c=20-f-40%. Отсос через^кро- мочную щель устраняет всю крупнодисперсную влагу в следе за кромкой. Рассмотренные способы борьбы с влагой (внешняя и внут- рикорпусная сепарация) характеризуются выведением из про- цесса уже образовавшейся влаги. Принципиально возможно ведение процесса при малых влагосодержаниях, если подво- дить к пару теплоту в процессе его расширения в сопловом ап- парате (рис. 7.85). В качестве греющего агента может быть использован теплоноситель первого контура или острый пар. Эффективное средство снижения влажности —использование промежуточного перегрева. Наиболее целесообразен ядерный перегрев в реакторе. Однако конструктивно это решение чрез- вычайно сложно из-за малых плотностей пара при давлении перегрева (даже если не принимать во внимание стойкость ма- териалов в активной зоне реактора при их охлаждении паром). По этой же причине выносной промежуточный пароперегрева- 427
Рис. 7.85. i—S-диаграмма про- Рис. 7.86. Полуторный выхлоп цесса расширения влажного (ступень Баумана) пара при подводе тепла в соп- ловом аппарате: 1—1 — расширение без подогрева; 1—2 — расширение с подогревом тель оказывается весьма громоздким и дорогостоящим, что и ограничивает использование промежуточного перегрева в ЯЭУ. Обычно промежуточные перегреватели, как указывалось выше, сочетаются с сепараторами. Рассмотренные способы удаления и предотвращения образо- вания влаги являются активными методами борьбы с эрозион- ным разрушением элементов проточной части. Наряду с этим необходимо применять и так называемые пассивные методы борьбы с эрозией, заключающиеся в упрочнении рабочих по- верхностей и прежде всего кромок периферийной части рабочих лопаток ступеней, работающих в области повышенной влажно^ сти. Лопатки турбины изготавливаются из нержавеющей стали (например, 1X13, 15X11МФ и т. п.). В верхней трети лопаток последних ступеней напаиваются пластины из эрозионно стой- ких материалов — стеллитов (сплавы на кобальтовой основе). Применение такого покрытия на кобальтовой основе в турби- нах одноконтурных схем без 100%-ной конденсатоочистки не- желательно, так как появляется вероятность вымывания ко- бальта и попадания его в активную зону реактора (образова- ния долгоживущих радиоактивных нуклидов). К недостаткам стеллитов относится и различие коэффициентов линейного рас- ширения стеллита и основного материала лопатки. Напайка пластин ухудшает аэродинамические качества лопаток. 428
Перспективной представляется противоэрозионная защита лопаток с помощью тонкослойных покрытий, наносимых элект- роискровым или плазменным напылением, например, для двух- контурных АЭС из сплава Т15К6 (сплав карбидов вольфра- ма— 75%, титана— 15%, кобальта— 6%). Для лопаток тур- бин одноконтурных ЯЭУ применяют упрочнение методом по- верхностной закалки токами высокой частоты. Для повышения прочности и стойкости против эрозии перспективно использо- вание в последних ступенях лопаток из титана. Для турбин ЯЭУ, работающих насыщенным паром, для обеспечения требуемого расхода пара необходимо большее чис- ло выхлопов, чем на перегретом паре, что приводит к увеличе- нию общей длины турбины. Уменьшить число ЦНД можно сни- жением частоты вращения ротора турбины, например до 25 с-1. При этом увеличиваются допустимая по условиям прочности длина лопаток последних ступеней и средний диаметр. Увели- чивается площадь выхлопа, а следовательно, уменьшается чис- ло цилиндров. Современный уровень энергомашиностроения позволяет создать при я=25 с-1 лопатки длиной до 1800 мм с площадью выхлопа последней ступени 30 м2, при этом не- сколько увеличивается и допустимая влажность. По современ- ным концепциям число роторов валопровода турбины не должно превышать пяти, а предельная длина турбины 55— 65 м. Максимальная мощность турбины на насыщенном паре при л=50 с-1 составляет 1000—1200 МВт, в то время как для тихоходных турбин увеличивается примерно в 4 раза. Масса тихоходных машин мощностью вплоть до 1000 МВт в связи с увеличением диаметра превосходит массу турбин с п=50 с-1, и только при мощности значительно больше 1000 МВт массы тихоходных и быстроходных машин становятся примерно оди- наковыми. Так, удельная масса турбины К-1000-60/3000 (я= = 50 с-1) в 1,3 раза меньше, чем турбины К-1000-60/1500 (/2=25 с-1). Сопоставление характеристик паровых турбин с п=25 с-1 и п=50 с-1 мощностью 1000 МВт для АЭС с реактором ВВЭР-1000 показывает, что меньшее число цилиндров, повы- шенная надежность валопровода в сочетании с пониженными напряжениями в наиболее нагруженных элементах турбины способствуют повышению надежности турбин на частоту вра- щения п=25 с-1. При давлении выхлопа 3,9 кПа потери с вы- ходной скоростью сокращаются с 3,2% (я=50 с-1) до 2% (п= = 25 с-1). Необходимый диаметр выхлопов может быть уменьшен, ес- ли использовать так называемый полуторный выхлоп (ступень Баумана). Пример такого выхлопа для турбины на 1100 МВт при п=60 с-1 показан на рис. 7.86. На предпоследней ступени ЦНД поток пара раздваивается, основная часть его направля- 429
ется на расширение в последнюю ступень, а другая — непосред- ственно в конденсатор. В результате длины лопаток последней и предпоследней ступеней оказываются приблизительно одина- ковыми. Экономичность турбины несколько ухудшается вслед- ствие недовыработки энергии на последней ступени. Паровые турбины стационарных ЯЭУ. На рис. 7.87 показа- на конструкция турбины К-500-65/3000, используемая в блоках РБМК-1000. Турбина пятицилиндровая: в центре расположен двухпоточный ЦВД (2x5 ступеней), а с каждой стороны от него —по два двухпоточных ЦНД (2x5 ступеней). Начальные параметры пара 6,5 МПа, 553 К, давление в конденсаторе рк= 5=3,9 кПа, разделительное давление /?р=0,35 МПа. Парорас- пределение дроссельное. За ЦВД пар по четырем трубам диа- метром 1,2 м поступает на сепараторы-пароперегреватели и Церегрев.ается до 523 К. Далее по трупам диаметром 1 м по- дается на ЦНД. За ЦВД влажность 15%, а за ЦНД —7%'. Расчетный КПД ЦВД —примерно 0,775, а ЦНД— 0,855. Рото- ры ЦВД и ЦНД вращаются в гидродинамических подшипни- ках скольжения диаметром 520 и длиной 406 мм с гидростати- ческим подъемом при пуске. С одной стороны от ЦВД разме- щен осеупорный подшипник типа Кингсбери. ' ' Все роторы турбины— жесткие, выполнены сварными из от- кованных дисков и хвостовиков из стали 32ХМ1А. Лопатки ЦВД и трех ступеней ЦНД выполнены из стали 12X13 и 12Х13-Ш, а четвертой и пятой ступеней ЦНД —из стали 15Х11МФ-Ш. Средний диаметр последней ступени 2,35 м, дли- на лопатки 0,85 м, площадь выхлопа —6,26 м2, ип=503 м/с. Корпус ЦВД имеет двухстенную конструкцию. Внутренний цилиндр, литой из стали 15Х1М1Ф-Л, состоит из двух половин с горизонтальным разъемом. Внешний цилиндр — сварно-литой из стали 25-Л. Диафрагмы третьей и четвертой ступеней раз- мещены в обойме. Корпус каждого ЦНД образуется двумя вы- хлопными патрубками, имеющими верхние и нижние половины. Пар к верхней половине ЦНД подводится двумя трубами. В плоскости, перпендикулярной оси турбины, оба выхлопных патрубка соединены вертикальным фланцем. Картеры подшип- ников и корпуса концевых уплотнений выполнены сварными и вварены в нижние половины выхлопных патрубков. Проем в верхней половине патрубка позволяет снимать крышку под- шипника без демонтажа самого патрубка. Внутри каждого кор- пуса ЦНД установлена сварная из листов углеродистой стали обойма диафрагм «плавающего» типа с кольцевыми посадоч- ными выступами для установки диафрагм. Обойма опирается на нижнюю половину патрубка четырьмя площадками и фик- сируется шпонками в осевом и поперечном направлениях. Кон- цевые и промежуточные уплотнения ЦВД и ЦНД — лабиринт- ные. В концевые уплотнения подается пар от испарителя, так 430
JJ a) Рис. 7.87. Паровая турбина К-500-65/3000 (а — продольный разрез турбины)
432
00 О О СО со Продолжение рис. 7.87.
Рис. 7.88. Паровая турбина К-500-60/1500 как турбина работает на радиоактивном паре. Длина турбины 40 м, а всего агрегата с электрогенератором — 57 м. Масса турбины 1450 т. Масса ротора ЦНД 36,2 т. На рис. 7.88 показана конструкция тихоходной турбины К-500-60/1500 (я=25 сг1, р0=5,89 МПа, рк=5,85 кПа). Тур- бина состоит из двух цилиндров: в первом совмещены при про- тивоположном движении пара части высокого (ЧВД) переднего (ЧСД) давления; ЦНД — двухпоточный (2X4 ступени). Ротор первого цилиндра — барабанно-сварной, диаметр корневого се- чения в ЧВД —около 1,7 м, а в ЧСД —примерно 2 м. Парорас- пределение—дроссельное. ЧВД имеет семь ступеней, а ЧСД — пять. После ЧВД пар при давлении 1,2 МПа (влажность 434
11,7%) направляется в жалюзийный сепаратор и далее пере- гревается до температуры 523 К и поступает в ЧСД. Ротор ЦНД подобно ранее рассмотренной машине сварен из отдель- ных дисков. Наружный диаметр последней ступени 5,6 м, сред- ний диаметр 4,15 м, длина лопатки 1,45 м, площадь единично- го выхлопа 18,9 м2, ип=440 м/с. Давление перед ЦНД 0,26 МПа. Корпус первого цилинд- ра— двухстенный в области первых ступеней ЧВД. Корпус ЧСД — одностенный. Корпус ЦНД — одностенный с боковыми выходами к конденсаторам. Длина турбины 24,3 м, масса 1300 т. Масса ротора ЦНД 156 т. Из приведенного описания двух турбин на одинаковую но- минальную мощность (500 МВт) и близкие параметры пара 28* 435
(но не одинаковые) следует, что переход на меньшую частоту вращения позволил сократить число выхлопов, уменьшить дли- ну турбины, однако масса ротора ЦНД выросла примерно в 4,5 раза. Турбины равной мощности на перегретом паре имеют мень- шие размеры, массу и число выхлопов при одинаковой частоте вращения, чем турбины на насыщенном паре. Судовые турбины. В качестве главных судовых двигателей ЯЭУ используются многоступенчатые паровые турбины. К су- довым турбинам предъявляются более жесткие требования по массогабаритным соотношениям. Они работают в более широ- ком диапазоне возможного изменения нагрузок. Судовые тур- бины работают или на электрический генератор и далее привод движителя осуществляется от электродвигателей, или движе- ние турбин через передачу передается непосредственно на дви- житель— гребные винты. В первом случае по существу речь идет об электростанции и условия работы отличаются от ста- ционарных установок частыми и значительными изменениями нагрузки. При механической передаче (турбозубчатом агрегате ТЗА) в системе турбина — передача— движитель один из элементов должен быть реверсивным для обеспечения заднего хода суд- на. Широко используется турбинный реверс. Для этого, напри- мер, в общем корпусе главной турбины размещаются ступени турбины задних ходов. Ступени главной турбины и турбины заднего хода имеют общий выхлоп, а движение пара в них — противоположное. При работе главной турбины за счет вра- щения ступеней заднего хода в заполненном паром простран- стве возникают дополнительные потери на трение и вентиля- цию, которые составляют 0,25—1%. Существенной особенно- стью турбин в составе ТЗА является то, что они работают при переменной частоте вращения, которая увеличивается с ростом мощности. Выбор экономической мощности турбин транспортных судов аналогичен выбору мощности стационарных установок. У воен- ных судов крейсерская мощность, на которой судно работает большую часть времени, обычно составляет не более 15—20% мощности на полных и боевых ходах. Поэтому турбина должна обеспечивать достаточно высокую экономичность как на малых, крейсерских ходах при малой частоте вращения, так и на пол- ных ходах при большой частоте вращения ротора. Для этого в состав главной турбины входят ступени малых ходов (рис. 7.89). За регулирующей ступенью 1 размещены ступени малых ходов 2, а далее — ступени полных ходов 3. На малых ходах клапан 4 закрыт и в работе участвуют все ступени. На полных ходах клапан 4 открывается и пар на ступени полного хода поступает, минуя ступени малого хода. На каждой ступе- 436
Рис. 7.89. Схема турбины со ступенями малых ходов с внутренним (а) и внешним (б) обводом ни срабатывается больший перепад энтальпии, и при одновре- менном увеличении частоты вращения значение характеристи- ческого коэффициента ступеней сохранится близким к опти- мальному. При включении же в работу ступеней малого хода одновременно с уменьшением частоты вращения уменьшается и перепад энтальпии на ступень. На рис. 7.89,а показана тур- бина с внутренним обводом ступеней малых ходов. Если сту- пени малых ходов располагаются перед всеми ступенями пол- «ных ходов, такая система называется системой с внешним об- водом (рис. 7.89,6). В этом случае в состав ступеней малых ходов включается и регулирующая ступень. Для советских атомоходов созданы турбины на начальные параметры пара 3 МПа, 573 К с противодавлением 3,5—7 кПа. На ледоколах «Арктика» и «Сибирь» установлены по две тур- бины мощностью по 26,7 МВт (37 500 л. с.) с частотой враще- ния 2500 об/мин, приводящие электрические генераторы пере- менного тока. Двухпоточная турбина (рис. 7.90) состоит из расположенной в центре радиальной ступени и 15 реак- тивных ступеней в каждом потоке. Периферийная скорость по- следних рабочих лопаток 326 м/с. Для защиты от эрозии лопатки наплавлены сплавом Т15К6. Влажность за последней ступенью 11—12%. Ротор барабанного типа вращается во внешних гидродинамических подшипниках. Корпус — двухст^р- ный, внутренний корпус выполнен коническим. Турбина допус- кает 15 полных сбросов и набросов нагрузки в 1 ч. Вспомогательные турбины. Наряду с главными в схемах установок могут быть использованы вспомогательные турбины для привода, например, питательных, конденсатных, циркуля- ционных насосов. Так, турбопривод питательных насосов пред- усмотрен в рассмотренной в гл. 1 схеме установки, турбинный привод имеют все насосы, за исключением главных и аварий- ных циркуляционных насосов первого контура на судовых установках, как было показано на примере установки атрмного ледокола. От главных турбин вспомогательные отличаются 437
Рис. 7.90. Паровая турбина атомохода «Арктика: прежде всего сравнительно небольшой мощностью. Обычно мощность турбин для привода питательных насосов составляет 1—2% номинальной мощности установки. Вспомогательные турбины, в том числе и в стационарных установках, работают с переменной частотой вращения для обеспечения наиболее эко- номичного регулирования частоты вращения насосов. На судах вспомогательные турбины выполняются преимущественно в ви- де дисков со ступенями скорости (см. рис. 7.77), а на мощных блоках стационарных энергоустановок — в виде многоступен- чатых конденсационных турбин. Питание вспомогательных турбин может осуществляться непосредственно из главной паровой магистрали (см. рис. 1.8), из отборов главных турбин или из главной паровой магистрали через редукционную установку (см. рис. 1.4 и 1.5). На рис. 7.91 показана конструкция многоступенчатой паро- вой турбины ОК-18ПУ для привода питательных насосов бло- ков мощностью 800 МВт на закритические параметры. Мощ- 438
ность турбины 15,55 МВт, номинальная частота вращения 4650 об/мин (77,5 с-1). Давление и температура пара перед турбиной 1,42 МПа и 716 К. Давление отработавшего пара 60 кПа. Обеспечивается подача питательной воды в интервале от 30 до 100% за счет изменения частоты вращения от 3800 до 4800 об/мин (63,3—80 с-1). Пар подводят из отбора главной турбины. Турбина активного типа имеет восемь ступеней дав- ления. Предусмотрен байпасный подвод пара за четвертую ступень. На всех ступенях обеспечивается полный подвод пара. Ротор турбины — цельнокованый, гибкий, с центральным отвер- стием. В теле дисков ступеней предусмотрены уравнительные отверстия. Ротор опирается на подшипники скольжения: перед- ний — опорно-упорный, задний — опорный. Корпус — сварно-ли- той с горизонтальным разъемом в плоскости оси вала. Выхлоп- ная часть корпуса — стальная, сварная, имеет в верхней поло- вине фланец, к которому крепятся две предохранительные диа- фрагмы, срабатывающие при повышении давления пара в вы- 439
Рис. 7.91. Турбина 0К-18ПУ для привода пи- тательного насоса
хлопной части турбины. Концевые и промежуточные уплотне- ния — лабиринтные. Турбины на других рабочих телах. Расчет и методы конст- руирования турбин, работающих водяным паром, в значитель- ной мере могут быть применены и к турбинам на других рабо- чих телах: на парах щелочных металлов и на газе. Но при этом должны быть учтены свойства рабочего тела. На парах щелоч- ных металлов предполагаются, например, значительно более высокие начальные температуры, чем на водяном паре, даже при работе насыщенным паром, но вместе с тем низкие абсо- лютные давления (~0,2 МПа) и малые перепады давления. Здесь главная проблема — выбор материалов, обеспечивающих работоспособность ротора и в особенности лопаток. Более сложны вопросы исключения возможности контакта с внешней средой, обеспечения температурных условий работы подшипни- ков и т. д. В одноконтурных ЯЭУ возможно использование только ГТУ замкнутого цикла. Перепады давлений и давления в них зани- мают, как правило, промежуточное положение между установ- ками, работающими водяным паром и парами щелочных метал- лов: Главные вопросы в ГТУ на гелии — обеспечение работо- способности при высоких температурах и герметичности в свя- зи с повышенной текучестью гелия. В газовых турбинах изме- нение удельного объема рабочего тела меньше, чем в паровых, и в связи с этим меньше различия в проектировании первых и последних ступеней турбин. 7.10. СТРУЙНЫЕ НАСОСЫ Струйные насосы (струйные аппараты) — это устройства, в которых смешиваются потоки различных давлений (в про- стейшем и наиболее распространенном случае — два потока) с образованием потока, имеющего, как правило, промежуточ- ное давление. Принципиальная конструктивная схема струйно- го насоса представлена на рис. 7.3. Независимо от назначения аппарата он характеризуется наличием основных конструкци- онных элементов: рабочего сопла У, приемной камеры 2, каме- ры смешения 3 и, как правило, диффузора 4. Наличие или от- сутствие диффузора обусловливается целевой функцией струй-, ного аппарата. Взаимное расположение элементов может быть таким, как показано на рис. 7.3, и обратным (рис. 7.92), когда рабочее сопло выполняется кольцевым и располагается по внешней поверхности приемной камеры. Число сопл и их форма также могут быть различными. Среда, имеющая более высокое давление и подаваемая че- рез сопло, называется рабочей. Среда, имеющая более низкое давление и поступающая в приемную камеру, называется ин- 441
F 4 1 2 J o- rM Рис. 7.92. Принципиальная схема струйного аппарата с кольцевым рабочим соплом: /—рабочее сопло; 2 — приемная каме- ра; 3 — камера смещения; 4 — диф- фузор Рис. 7.93. Схема газоструйного компрессора (а) и изменение дав- ления по его длине (б) жектируемой. Поток рабочей среды, истекая из сопла с высо- кой скоростью, увлекает инжектируемую среду в камеру сме- шения, где смешиваются потоки и выравниваются скорости и температуры. Установка диффузора, в котором кинетическая энергия потока преобразуется в энергию давления, производит- ся в тех случаях, когда необходимо повысить давление на вы- ходе из струйного аппарата рс или понизить давление в прием- ной камере рн. Рабочая и инжектируемая среды могут иметь как одинако- вое агрегатное состояние (равнофазные аппараты), так и не- одинаковое (разнофазные аппараты). Имеется также группа аппаратов, в которых агрегатное состояние одной из сред пре- терпевают изменение. Наибольшее распространение получили равнофазные аппа- раты. В зависимости от свойств взаимодействующих сред и степени сжатия п=рс/Рн, создаваемой аппаратом, различают для упругих сред: паро(газо) струйные инжекторы (я<1,2), паро (газо) струйные компрессоры (1,2^л^2,5), паро (газо) - струйные эжекторы (/г>2,5); для неупругих сред любой степе- ни сжатия — струйные насосы. Рассмотрим процессы, протекающие в струйных аппаратах, на примере широко распространенного газоструйного компрес- сора (рис. 7.93). Рабочий поток с давлением рр и скоростью wp поступает в рабочее сопло. В сопле, которое в зависимости от степени расширения рабочего потока рР/,рн может быть конфу- зорным или иметь форму сопла Лаваля, рабочий поток разго- няется до скорости доР1, при этом статическое давление падает до рр1=рн. Истекая из сопла в приемную камеру, рабочий поток подсасывает инжектируемый газ, поступающий в прием- 442
Рис. 7.94 i—S-диаграмма рабочего процесса газо- струйного эжектора ную камеру. На участке от среза соп- ла 1 до сечения V давление остается приблизительно постоянным и равным /?н. Сечение Г характеризуется выхо- дом внешней границы зоны смешения рабочего и инжектируемого потоков на поверхность сужающейся части приемной камеры и является конеч- ным сечением приемной камеры и на- чальным сечением камеры смешения. В тех случаях, когда площадь попереч- ного сечения V больше площади попе- речного сечения 2 камеры смешения (/71>/72), на участке V—2 вследствие уменьшения проходного сечения ско- рость потока увеличивается, а стати- ческое давление падает до р^ Обычно камера смешения выполняется цилин- дрической, поскольку экспериментально установлено, что цилин- дрическая форма камеры обеспечивает большую степень восста- новления давления по сравнению с другой формой. За камерой смешения может быть установлен диффузор — участок 3—4. Профиль скорости на входе в камеру смешения обладает большой неравномерностью по радиусу. В камере смешения происходит выравнивание профиля скорости и рост статиче- ского давления за счет выработки неоднородности поля скоро- сти, i — S-Диаграмма протекающих в газоструйном компрес- соре процессов имеет вид, приведенный на рис. 7.94. Начальное состояние рабочей среды характеризуется точкой А с давле- нием рр и энтальпией £р; состояние инжектируемой среды — точкой D(pn, iH). На выходе из компрессора энтальпия потока согласно закону сохранения энергии равна ic=(ip+uiH)/(l+u), где u=GH/Gp — коэффициент инжекции; GH и Gp —расходы инжектируемой и рабочей сред. При отсутствии в компрессоре потерь (идеализированный случай) давление смеси находится по изобаре р'е, проходящей через точку пересечения прямой AD и линии *'c=const. Соот- ветственно энтропия смеси будет s'c. Поскольку реальные про- цессы всегда протекают с потерями, давление на выходе из аппарата будет тем меньше, чем больше потери. Рабочая сре- да, разгоняясь в сопле и на начальном участке камеры смеше- ния V—2 (см. рис. 7.93), претерпевает в реальном аппарате изменение состояния по линии AR (рис. 7.94). Инжектируемая среда, ускоряясь на начальном участке камеры смешения, с па- дением давления от рн до рг изменяет состояние по линии DM. 443
Оба процесса протекают с потерями. В случае изоэнтропиче- ского расширения, процессы должны протекать по линиям АВ и DL соответственно. Поток смеси в конце камеры смешения имеет скорость wz, давление р3 и характеризуется точкой Е на i — S-диаграмме. Процесс преобразования в диффузоре кинетической энергии потока в энергию статического давления определяется линией ЕС. Точка С характеризует конечное состояние смеси на выхо- де из струйного аппарата. Соответствующее точке С значение энтальпии Sc тем силь- нее отличается от идеализированного значения S'c, чем больше потери в аппарате. Соответственно происходит и уменьшение давления рс относительно /?'с. Используемые в технике струйные аппараты отличаются большим многообразием как по назначению, так и по физиче- ским свойствам сред, по степени сжатия и другим параметрам. В силу этого методики расчета различных типов аппаратов от- личны и не универсальны по форме. Методы расчетов струйных аппаратов приведены в книге Е. А. Соколова, Н. М. Зингера «Струйные аппараты» (М.: Энергоатомиздат, 1989). Достоинства струйных аппаратов — простота конструкции и надежность работы, возможность установки в труднодоступных местах, отсутствие необходимости обслуживания — обусловили широкое их применение в ЯЭУ. Наиболее широко применяются пароструйные эжекторы для создания в конденсаторе паровой турбины разрежения путем отбора из объема конденсатора паровоздушной смеси. В качестве рабочей среды используется обычно пар из отборов турбины или от испарителей повышен- ного давления. Использование двух- и трехступенчатых эжекторов с оди- наковыми степенями сжатия позволяет обеспечить низкое дав- ление в конденсаторе, которое существенно влияет на эконо- мичность турбинной установки. Схемы включения паровых эжекторов приведены в гл. 3. Основные характеристики паро- струйных эжекторов к турбинам К-220-44 и К-500-65/3000, ис- пользуемых на АЭС с реакторами ВВЭР-440 и РБМК-1000 со- ответственно, приведены в табл. 7.4. Установка холодильников после каждой ступени эжектора позволяет, во-первых, избежать потерь конденсата и умень- шить тепловые потери и, во-вторых, за счет вывода конденсата уменьшить расход эжектируемой среды через последующую ступень эжектора, что приводит к сокращению расхода рабо- чего пара. Кроме основных эжекторов на АЭС имеются также пусковые эжекторы, обеспечивающие первоначальное удаление воздуха из конденсатора и корпуса турбины при пуске. Широко исполь- 444
Таблица 7.4. Характеристики эжекторов Параметр Давление парогазовой смеси перед первой ступенью, кПа Давление рабочего пара, МПа Расход пара на эжекторе, кг/с Расчетный расход отсасываемой парогазовой смеси, кг/с Расход охлаждающей воды, кг/с Площадь поверхности холодильника, м2: первая ступень вторая ступень третья ступень ЭП-З-25/75 к турбине К-220-44 2,73 0,5 0,278 0.792 48,5 15 12 9 ЭП-З-100-300 к турбине К-500-65/3000 3,7 0.5 ЬООб 5,00 65,8 16,6 5,14 зуют эжекторы для отсоса пара, подаваемого на уплотнения вала турбины. Так, для турбины К-220-44 используется эжек- тор ЭУ-12 с расчетным расходом отсасываемой смеси 1,41 кг/с, а для турбины К-500-65/3000 — эжектор ЭУ-15 (1,606 кг/с). Благодаря высоким антикавитационным свойствам струй- ных насосов последние находят применение в качестве бустер- ных (вспомогательных) насосов (рис. 7.95). Назначение бус- терного насоса состоит в повышении давления на входе в ос- новной насос до значения, при котором обеспечивается беска- витационная работа основного насоса. В качестве рабочей среды используется, как правило, перекачиваемая жидкость,, отбираемая с выхода основного насоса. Струйные насосы нашли применение для интенсификации циркуляции теплоносителя в кипящих реакторах (рис. 7.96). В приведенной схеме устройства реактора струйные насосы,, размещаемые в кольцевом пространстве между активной зоной и корпусом реактора, являются основным циркулятором тепло- носителя. Петли с циркуляционными насосами, перекачиваю- щими приблизительно одну треть общего расхода теплоноси- теля, представляют собой петли рабочей среды струйных на- сосов. К недостаткам струйных аппаратов, ограничивающим их более широкое применение, относятся: низкий КПД, небольшие создаваемые напоры и необходимость дополнительного источ- ника более высокого давления. Для определения основных параметров парового (газового) эжектора на начальном этапе проектирования могут быть ис- пользованы с достаточной точностью приближенные методы расчета. Для примера рассмотрим определение коэффициента инжекции, полного давления и скорости смеси на выходе из звукового эжектора без диффузора. 445-
Рис. 7.95. Схема включения струйного бустерного насоса: / — бустерный насос; 2 — основной насос; 3 — магистраль рабочей среды Рис. 7.96. Схема внутрикорпусных устройств воДо-водяного кипящего реак- тора: 1 — активная зона; 2 — осушитель пара; 3 —первичные сепараторы; 4 — водяной объем реактора; 5 — стояки сепараторов; 6 — сборная камера; 7 — струйный насос Исходные данные для расчета: a=FPi/FH — геометрический параметр эжектора, где FPi и FH — площади поперечного сече- ния рабочего сопла и приемной камеры соответственно; полное давление инжектируемой среды рц, полное давление рабочей среды рр, статическое давление на выходе из эжектора р4=рз» температуры инжектируемой и рабочей сред Ти, ГР. В следую- щей последовательности находятся: 1) отношение полных давлений во входном сечении эжекто- ра (степень расширения рабочего потока) П0=Рп/рн; 2) с использованием таблицы газодинамических функций величины я(Ло) = 1/П0; <7(^о); Мо; я(А,п)=Рн/р4; Af„; 3) поправка коэффициента инжекции, учитывающая разли- чие температур рабочей и инжектируемой сред: с = К9П$*-1)/2*, где в=7,*р/7,*н —отношение температур торможения рабочей и инжектируемой сред; k — показатель изоэнтропы; 4) коэффициент, учитывающий относительную работу сжа- тия инжектируемого газа: h=(MH/M0)2; 446
5) скорректированный геометрический параметр эжектора с учетом расширения сверхзвуковой струи в начальном участке камеры 6) коэффициент инжекции без учета сжимаемости газа f ( 1 +~) |/2а' + (*')»(f»—D —LI + К)2 f2] h - 1 - f» "° 1 + K)2f2 ' где f=FAjFz— геометрический параметр эжектора (степень уширения диффузора); /^ и F3— площади поперечного сечения на выходе из диффузора и на входе в него соответственно. В случае отсутствия диффузора /=1; 7) коэффициент инжекции с учетом сжимаемости и=и0/с; 8) полное давление смеси Роз=(арР+Рн)/(1+а); 9) коэффициент скорости смеси Я3 (из таблиц газодинами- ческих функций по отношению статического и полного давле- ний смеси) л(А.з)=Рз/Роз; 10) скорость смеси ^з = Я3акр=Яз1/7^-/?Гз k + i 7.11. МГД-НАСОСЫ При использовании в энергетических установках жидкоме- таллических теплоносителей благодаря их высокой электропро- водности становится возможным применение в качестве цирку- ляционных устройств магнитогидродинамических насосов (МГД-насосов). В литературе часто используется также тер- мин «электромагнитные насосы». МГД-насосами называют устройства, в которых движущая сила возникает вследствие взаимодействия магнитного поля и электрического тока, протекающего в перекачиваемой жидко- сти, т. е. жидкость движется под влиянием электромагнитной силы jxB. Работа МГД-насосов по принципу действия аналогична ра- боте электрических двигателей. В зависимости от того, как подводится электрический ток к жидкому металлу (с помощью 447
прямого контакта или наводится с помощью индуктора), раз- личают два вида насосов: кондукционные и индукционные. Первые во многом аналогичны двигателям постоянного тока и коллекторным двигателям переменного тока, вторые — асин- хронным двигателям переменного тока. По сравнению с используемыми для перекачивания жидких металлов механическими насосами применение МГД-насосов дает ряд существенных преимуществ, а именно: 1) отсутствие каких-либо уплотнительных устройств обес- печивает сохранение полной герметичности контура с жидким металлом, не требует нарушения защиты в радиоактивных сис- темах, что обычно имеет место в случае механических насосов при применении внешнего привода; 2) отсутствие в конструкции подвижных деталей (в частно- сти, подшипников, требующих применения смазки) обеспечива- ет бесшумность работы и незначительный износ при большом ресурсе работы. К достоинствам МГД-насосов следует отнести легкость ре- гулирования расхода насоса и развиваемого напора изменени- ем параметров электромагнитного поля, простоту конструкции и эксплуатации, возможность удобного расположения в систе- ме трубопроводов. Кондукционные насосы. По роду питающего тока различа- ет кондукционные насосы постоянного и переменного тока. Принципиальная схема кондукционного насоса постоянного тока приведена на рис. 7.97. Канал прямоугольного сечения 1 с жидким металлом размещен между полюсами магнитной си- стемы 2. Канал выполняют по возможности тонкостенным (из условий прочности) из немагнитного материала с малой про- водимостью. С двух противоположных сторон в канал вмонти- рованы электроды 5, к которым от внешнего источника подво- дится напряжение, вызывающее в канале между полюсами магнита электрический ток через жидкий металл. Взаимодейст- вие электрического тока с магнитным полем приводит к появ- лению объемных электромагнитных сил, действующих на ча- стицы жидкости и приводящих их в движение. Магнитный поток в магнитной системе 2 создается обычно с помощью обмотки возбуждения 4, которая либо соединяется последовательно с электродами, либо питается от независимого источника. В насосах для жидких металлов, используемых в ядерной энергетике, более распространен первый способ. В качестве примера конкретной реализации можно привести кондукционные насосы постоянного тока для реакторов-раз- множителей EBR-I и EBR-II Аргоннской национальной лабо- ратории (США). Насос реактора EBR-I предназначен для перекачивания сплава Na —К при темепратурё 525 К. Источником питания 448
насоса является выпрямитель с напряжением 1 В и током 2-Ю4 А. Насос реактора EBR-II предназначен для перекачива- ния натрия и развивает рабочее давление 5,3-105 Па при по- даче 0,625 м3/с В качестве источника питания исполь- зуется униполярный генератор с напряжением 2,5 В и током 2,5-105 А. Конструкция насоса EBR-II представлена на рис. 7.98. Достоинствами кондукционных насосов постоянного тока по сравнению с индукционными являются: простота их конструк- ции, отсутствие проблемы электроизоляции обмотки возбужде- ния от канала, чем обеспечивается ее оптимальный темпера- турный режим, отсутствие поверхностных эффектов, характер- ных для индукционных насосов. Наиболее целесообразно их использование при малой проводимости жидкого металла. 29-7000 44о
Рис. 7.99. Принципиальная схема кондукционного МГД- насоса переменного тока В этом случае могут быть обеспечены выигрыш в массогаба- ритных характеристиках и более высокий КПД по сравнению с индукционными насосами. Так, КПД насоса для реактора EBR-I при малых расходах рабочего тела достигает 55%. Кон- дукционные МГД-насосы постоянного тока используются для перекачки жидких металлов с температурой до ~1050 К. Из- готовлялись и испытывались насосы с подачей от нескольких десятков литров до нескольких тысяч кубометров в час. Однако применение кондукционных насосов постоянного тока ограничено. Это обусловлено, во-первых, необходимостью использования специальных выпрямителей или униполярных генераторов, поскольку для их питания требуются большие то- ки (до сотен килоампер). Во-вторых, выполнение электрическо- го контакта электрода с жидким металлом связано со значи- тельными технологическими трудностями. Кондукционные МГД-насосы переменного тока в целом конструктивно аналогичны насосам постоянного тока (рис. 7.99). Получение больших токов в канале 3 насоса осу- ществляется с помощью размещения на магнитной системе 2 первичной / и вторичной 4 обмоток трансформатора. Питание первичной обмотки может быть осуществлено от промышлен- ной сети или другого источника переменного тока, поэтому ис- пользование насосов переменного тока существенно более удобно, чем насосов постоянного тока. Однако переменное магнитное поле вызывает появление вихревых токов как в магнитной цепи, так и в перекачиваемом металле. Для уменьшения потерь в магнитной цепи ее шихтуют (набирают) из листовой трансформаторной стали. Тем не ме- нее потери на вихревые токи приводят к существенному сни- жению общего КПД насоса, который, как правило, не превы- шает 5—15%. Кроме того, переменный характер магнитного поля приводит к вибрациям, которые представляют наиболь- шую опасность для области соединения электроподводящеи шины с рабочим каналом. Кондукционные МГД-насосы переменного тока нашли при- менение в основном в исследовательских стендах. Индукционные насосы. Принципиальное отличие индукци- онных МГД-насосов от кондукционных заключается в том, что 450
электрический ток в жидком металле не подводится контакт- ным способом, а индуцируется переменным магнитным полем статора (индуктора). Роль ротора при этом, если использовать аналогию асинхронных электродвигателей, выполняет электро- проводящий металл, движущийся в канале насоса. Наибольшее распространение получили насосы, запитывае- мые трехфазным переменным током, который создает в рабо- чей части насоса вращающееся (или бегущее) магнитное поле. Взаимодействие последнего с индуцированными в жидком ме- талле токами приводит к движению металла в направлении движения магнитного поля со скоростью, меньшей на величи- ну, определяемую скольжением. Характерные значения сколь- жения для МГД-насосов существенно выше, чем для асинхрон- ных двигателей. Отсутствие электрических подводов к жидкому металлу — существенное достоинство индукционных насосов. Кроме того, применение трехфазного переменного тока позво- ляет использовать в качестве источника питания промышлен- ную энергосеть. Различают три основных типа индукционных насосов: вин- товой, плоский линейный (ПЛИН), цилиндрический линейный (ЦЛИШ, конструкционные схемы которых приведены на рис. 7.100. В винтовом индукционном МГД-насосе (рис. 7.100,а) жид- кий металл движется по спиральному одно- или многозаходно- му каналу Jf, расположенному в кольцевом зазоре магнитной системы 3. Расположенная на статоре обмотка 2 создает в коль- цевом зазоре вращающееся магнитное поле, которое вызывает вращательное движение металла. Наличие спиральных перего- родок обеспечивает осевую составляющую скорости движения. В СССР разработана и изготовлена серия насосов ЭНИВ (электромагнитный насос индукционный винтовой) с подачей от 1,11-10~4 до 4,17-10~~2 м3/с и создаваемым давлением до 6-Ю5 Па. Вся серия насосов имела единую конструкцион- ную схему и вертикальное расположение насоса, обеспечиваю- щее удобный слив жидкого металла. Проведенные испытания насосов ЭНИВ показали их высокую надежность и удобство в эксплуатации. Суммарный ресурс работы превысил 105 ч. Два насоса ЭНИВ-3 (рис. 7.101) установлены в радиоактив- ном контуре реактора БР-5. В корпусе 6 насоса установлен статор 2 с трехфазной об- моткой, создающей вращающееся магнитное поле. Внутренний сердечник 3 служит для замыкания магнитного потока и раз- мещен в расточке статора. Зазор между статором и внутрен- ним сердечником образует рабочий участок 1 насоса. Конст- руктивно рабочий участок выполнен в виде трубы из нержа- веющей стали, на внутренней поверхности которой нарезана винтовая спираль, преобразующая вращательное движение 29* 451
Рис. 7.100. Конструкционные схемы винтового (а), плоского линейного (б) и цилиндрического линейного (в) индукционных МГД-насосов: / — канал; 2 — обмотка; 3 — магнитная система; 4 — система охлаждения; 5 — корпус; 6 — токозамыкающие шины жидкости в поступательное. Подвод жидкости к рабочему участку и отвод от него осуществляются с помощью направля- ющих конусов 4У имеющих приваренные к ним по винтовой ли- нии лопатки с изменяющимся углом наклона винтовой линии, что обеспечивает плавное изменение скорости и направления движения жидкости на входе в рабочий участок и выводе из него. Кольца 7, установленные на внутреннем сердечнике, игра- ют ту же роль, что и короткозамыкающие кольца в асинхрон- ном электродвигателе. Охлаждение обмотки — водяное, а по- скольку отвод теплоты от лобовых частей обмотки затруднен по сравнению с центральной частью, то между рабочим участ- ком и лобовыми частями расположены охлаждаемые медные клиновые втулки 5. 452
Рис. 7.101. Конструкция винтового индукционного МГД-насоса с подачей 2,78-Ю-3 м3/с (ЭНИВ-3) Винтовые индукционные МГД-насосы наиболее целесооб- разны для применения при относительно малых расходах пере- качиваемого металла и высоких требуемых напорах. К недо- статкам можно отнести увеличенное значение потерь на тре- ние, что не позволяет получать значения КПД выше приблизи- тельно 20%. 453
Рис. 7.102. Конструкция плоского линейного индукционного насоса атомной подводной лодки «Морской волк»: / — компенсатор термических расширений канала; 2 — выход охлтждающей жидкости; 3 — нагревательный стержень; 4 — канал; 5 — тепловая изоляция; 6 — обмотка индукто- ра; 7 — магнитопровод индуктора Плоские линейные индукционные насосы обеспечивают су- щественно большие расходы перекачиваемого жидкого метал- ла по сравнению с винтовыми. Принципиальная схема ПЛИН приведена на рис. 7.100,6. Рабочая часть канала 1 насоса име- ет прямоугольное сечение. Канал размещен в зазоре магнито- провода 3, в пазах которого расположены трехфазные обмотки возбуждения 2, создающие бегущее магнитное поле. Взаимо- действие последнего с индуцированными в жидком металле токами приводит к поступательному движению металла в ка- нале насоса. Для увеличения эффективности насоса и сниже- ния джоулевых потерь внешние стенки 6 канала выполняются токопроводящими. Разработке ПЛИН уделялось значительное внимание как в СССР, так и за рубежом. Некоторые конструкции нашли практическое применение, например насос реактора в Даунри (Великобритания) для перекачивания эвтектического сплава Na — К при температуре 525 К. Его подача составляет 0,03 м3/с, напор 1,35-105 Па, КПД 25%, ПЛИН, конструк- ция которого представлена на рис. 7.102, был установлен на атомной подводной лодке «Морской волк» (США). Недо- статком ПЛИН является наличие лобовых частей обмоток воз- буждения, не участвующих в создании магнитного поля в ка- 454
Воздух Рис. 7.103. Конструкция цилиндрическо- го линейного индукционного МГД-насо- са реактора «Рапсодия»: / — уплстнительное кольцо; 2 — биологиче- ская защита; 3 — верхний предел теплоноси- теля; 4 — уровнемер; 5 — обмотка статора; 6 — кольцевая камера рабочего участка насо- са; 7 — кожух газового разогрева; 8 — вход в рабочий участок; 9 — подвод аргона нале, и поперечных краевых эф- фектов, ухудшающих характери- стики насоса. Цилиндрические линейные ин- дукционные насосы (см. рис- 7.100,в) лишены этих недостат- ков. Канал / для жидкого метал- ла имеет в ЦЛИН форму кольца. Принцип действия цилиндриче- ского индукционного насоса пол- ностью аналогичен принципу действия ПЛИН. Насос такого типа установлен для циркуляции Раа°Ф натрия на реакторе «Рапсодия» (Франция) во вспомогательной петле мощностью 1 МВт (рис. 7.103). ЦЛИН обладают еще боль" шей, чем ПЛИН, подачей. Недо- статок ПЛИН — трудность ох- лаждения центрального магнито- провода. В целом МГД-насосы не получили широкого применения в ядерной энергетике в основном вследствие более низкого, чем у лопаточных насосов, КПД. Оценочный расчет МГД-насо- са постоянного тока. Заданны- ми параметрами при проектировании МГД-насоса являются, как правило: Q — подача насоса, м3/с; рвх— давление на вхо- де в насос, Па; р— напор, создаваемый насосом, Па; темпе- ратура рабочего тела; вид и свойства рабочего тела. В резуль- тате оценочного расчета определяются следующие основные размеры канала и КПД насоса: 1) длина канала, м, | Гj В] | v ^ в ' с'' где Дрп— гидравлические потери в канале, Па (в первом при- ближении величина Дрп может быть выбрана равной 5—10% создаваемого насосом напора); j — плотность тока, А/м2; В — 455
магнитная индукция, Т (в первом приближении задаются про- изведением |[jB]|, учитывая, что обычно /«2-106—5-106 А/м2, а В»0,5ч-1,5 Т); kBy kc — коэффициенты, учитывающие сте- пень использования тока, подводимого к электродам, и харак- теризующие степень растекания тока. Величина kB представляет собой отношение сопротивления жидкого металла между электродами в активной зоне к со- противлению обходного пути по жидкому металлу вне актив- ной зоны, a kc — отношение сопротивления жидкого металла в активной зоне к сопротивлению двух стенок канала. Коэф- фициенты kB и kc окончательно определяются при проработке конструкции канала. В оценочном расчете сумма коэффициен- тов &в+&с может быть принята равной 0,2—0,6. При этом, как правило, меньшим напорам, создаваемым насосом, соответст- вуют большие значения суммы коэффициентов и наоборот; 2) магнитная индукция, Г, В= Л Л 1 [JB] I — (р + Дрп) (1 +*в+*с) V *LC(kB + kc) где а —удельная электропроводность жидкого металла, См/м; С — скорость движения жидкого металла в канале насоса, м/с, которая задается. Как правило, для щелочных металлов она составляет 8—12 м/с, для тяжелых металлов — около 2—3 м/с; 3) плотность тока, А/м2, /=|[JB]|/B; 4) высота канала, м, Лк « 2 frBQ/2GLj, где G — коэффициент, учитывающий влияние сопротивления обмотки возбуждения на величину hK; G« 10~2-=-10~3 Ом/м, причем значение коэффициента G тем больше, чем меньше мощность насоса; 5) ширина канала, м, bK=Q/(hKC); 6) сила тока в активной зоне канала, А, /а.з=Ак(р+Арп)/5; 7) сопротивление жидкого металла в активной зоне, Ом, Ra.3=bKl(hKLu); 8) противоэлектродвижущая сила, В, £а.з= BQ/hK; 456
9) сила тока, подводимого к электродам, с учетом краевых потерь противоэлектродвижущей силы, А, Аа.з 10) напряжение на электродах, В, 11) мощность, затрачиваемая в канале, Вт, N=I9V9; 12) КПД насоса без учета потерь энергии в обмотке воз- буждения i\*=(p+Apn)QjN. Глава 8 ТРУБОПРОВОДЫ, АРМАТУРА И КОМПЕНСАТОРЫ ДАВЛЕНИЯ 8.1. ТРУБОПРОВОДЫ Отдельные агрегаты ЯЭУ соединяют между собой трубо- проводами. По значению, для надежности и экономичности ра- боты установки, трубопроводы разделяют на главные, связан- ные основным технологическим процессом, и вспомогательные. Наиболее ответственными являются трубопроводы циркуля- ционного контура реактора, главные паропроводы, питатель- ные и конденсационные трубопроводы. Вспомогательные трубопроводы обеспечивают надежную работу оборудования установки на стационарных, переходных и пусковых режимах. К вспомогательным относятся: трубопро- воды подпиточные и продувочные реакторного контура, дре- нажные и сливные паротурбинной установки, трубопроводы пусковых схем, линии воздушные и газовых сдувок и др. На- дежность трубопроводов зависит от характеристик металла труб и ар;матуры, от его прочности и напряжений, от качества соединения деталей, в значительной мере — от целесообразно- сти выбранной схемы. Выбор рациональной схемы трубопроводов (особенно при повышенных параметрах и для мощных АЭС) оказывает боль- шое влияние на экономичность установки в отношении перво- начальных затрат и эксплуатационных расходов, связанных с потерей энергии и теплоты при их транспортировании. Дли- на трубопроводов должна быть минимальна. 457
Для трубопроводов первого контура используются нержа- веющие стали аустенитного класса с высокой коррозионной стойкостью, например 0Х18Н10Т. Вследствие этого сущест- венно удорожается оборудование, однако обеспечивается под- держание низких концентраций продуктов коррозии в тепло- носителе и предотвращается образование опасных отложений в активной зоне реактора и в частности на твэлах. Для трубо- проводов больших диаметров стационарных ЯЭУ в целях сни- жения их стоимости применяются перлитные стали с плаки- ровкой изнутри нержавеющей сталью, которая обеспечивает защиту перлитной стали от эрозии, вызванной значительными скоростями течения теплоносителя. Трубопроводы внереакторных контуров стационарных и су- довых ЯЭУ, в которых перемещаются коррозионно-неагрессив- ные среды, в зависимости от рабочей температуры изготовля- ются из углеродистых сталей ОтЮ и Ст20 при температурах до 525 К. В интервале температур 525—800 К из сталей пер- литного класса, легированных хромом (0,5—2%), молибденом (0,3—1%) и ванадием, наиболее распространены стали 12Х1НФ и 15Х1НФ. Для более высоких температур (до 890 К) можно применять нержавеющие мартенситно-ферритные стали с высоким содержанием хрома, например ЭП756 (11% Сг, 2% W, 0,7% Мо, 0,2% V). Проектирование трубопроводов начинается с выбора внут- реннего диаметра трубопровода и, если нужно, числа парал- лельных ниток. При заданной тепловой мощности (расходе) диаметр однозначно определяется скоростью среды. Чем ниже скорость, тем меньше гидравлические потери и расходы на прокачку теплоносителя, но диаметр трубопровода увеличива- ется и возрастают масса и стоимость трубопровода. Оптималь- ный диаметр и число ниток определяются технико-экономиче- ским расчетом. При обосновании выбора скорости теплоноси- теля и диаметра трубопровода главного циркуляционного кон- тура следует учитывать и ряд дополнительных факторов: эро- зию конструкционных материалов, вибрацию конструкции и пр. Исходя из опыта проектирования и эксплуатации АЭС, для предварительной оценки скорости теплоносителя можно ис- пользовать данные, приведенные в табл. 8.1. После определения диаметра трубопровода и его трасси- ровки производится гидравлический расчет. Различают про- стые и сложные (разветвленные) трубопроводы, гидравличе- ские расчеты которых достаточно полно разработаны в гид- равлике. В результате этих расчетов определяют гидравличе- ские потери. Если гидравлические потери выше допустимых, то необходимо изменить скорость течения и, если это возмож- но, длину трубопроводов. 458
Таблица 8.1. Скорости теплоносителей в трубопроводах Теплоноситель Вода под давлением Тяжелая вода Пароводяная смесь Острый пар Пар низкого давления Газ и воздух Жидкие металлы Конструкционный материал Углеродистые стали Аустенитные нержавеющие стали То же То же Стали перлитного класса (угле- родистые или низколегиро- ванные) То же Углеродистые низколегирован- ные и нержавеющие хромо- никелевые стали Нержавеющие хромоникелевые стали аустенитного класса Скорость теплоно- сителя, м/с 4—6 8—12 8—12 10—15 45—50 50—70 10—20 1-5 Завершающая стадия расчетного обоснования выбранной конструкции трубопровода — механический расчет, который включает в себя: составление расчетной схемы и определение усилий и нагрузок, действующих на трубопровод иь на опорные конструкции, и расчет на прочность элементов трубопровода. Расчеты на прочность трубопроводов АЭС регламентиру- ются нормами расчета на прочность. Необходимую толщину стенки трубопровода можно определить по зависимостям, при- водимым в гл. 9. Найденную толщину стенки трубы округляют до ближайшего большего значения, имеющегося в сортаменте поставляемых труб. Допускается округление в меньшую сто- рону, но не более 3%. Большие линейные размеры и жесткая связь концов трубопровода с неподвижным оборудованием (опорами) предопределяет возникновение в нем дополнитель- ных температурных напряжений. Для определения этих напря- жений рассчитывают самокомпенсацию трубопровода. При рас- чете напряжений от самокомпенсации определяют, насколько бы он удлинился, если бы мог свободно расширяться. Затем «прикладывают» в месте нахождения опоры соответствующие силы и моменты, которые вызывают в трубопроводе упругие перемещения, равные возникшим от теплового расширения. Расчету трубопроводов на самокомпенсацию посвящена специ- альная литература. Трубопроводы ЯЭУ работают в условиях ползучести, температурные напряжения самопроизвольно уменьшаются в результате перехода упругих деформаций в пластические (явление релаксации). В связи с этим темпе- ратурные напряжения довольно быстро (обычно в течение го- да) полностью исчезают, а в трубопроводе при его охлаждении возникают начальные напряжения, соответствующие его пол- 459
Таблица 8.2. Допустимые скорости прогрева и расхолаживания трубопроводов с температурой среды до 775 К в зависимости от их диаметра, К/мин Процесс Прогрев Охлаждение Диаметр трубопровода, мм _ 219X29 10,0 8,0 273X36 8,0 6,0 325X43 5,0 5,0 275X62,5 3,0 2,0 219X52 4,0 3,0 ному температурному удлинению. Поэтому напряжения и реак- ции в опорных закрепленных трубопроводах должны рассмат- риваться для холодного состояния, как если бы трубопровод с самого начала ставился под полное напряжение (100%-ная растяжка). Трубопроводы работают в условиях переменных темпера- тур. Особенно большие изменения температур наблюдаются б процессах остановок, расхолаживания и при разогреве и пус- ке после остановки ядерного реактора. Для предотвращения недопустимых напряжений скорости прогрева и охлаждения должны соответствовать рекомендациям, приведенным в табл. 8.2. Трубопроводы на АЭС прокладываются в соответствии с правилами Госгортехнадзора. Длина труб, выпускаемых промышленностью, обычно 8—12 м; длина трубопроводов всег- да больше. Места соединения участков трубопроводов между собой, с арматурой и отдельными агрегатами в реакторных контурах выполняются сварными; фланцевые соединения при- меняются в виде исключения. На рис. 8.1 представлены примеры конструктивного оформ- ления узлов сварки трубопроводов из нержавеющей стали с корпусом реактора из стали перлитного класса с нержавею- щим покрытием. Ремонт трубопроводов АЭС сложен из-за их радиоактивно- сти и в связи с высокими требованиями к качеству сварки. При сварке трубопроводов из нержавеющей стали или приварке к ним штуцеров из этой стали для обеспечения высокого каче- ства корневой шов и два первых прохода выполняют в среде защитного газа. Создать такую среду удается путем ограниче- ния объема, заполняемого защитным газом — аргоном, резино- выми заглушками, устанавливаемыми при; сборке труб на расстоянии 100—200 мм от стыка по обе стороны (рис. 8.2). Все трубопроводы крепят к несущим строительным конст- рукциям. Это достигается с помощью опор, распределенных по длине, с обеспечением удлинения трубопроводов от неподвиж- ных опор в сторону подвижных. Последние делятся на три ти- па, допускающие перемещения в горизонтальном, вертикальном и любом направлениях. Опоры для горизонтальных перемеще- 460
Рис. 8.1. Конструкция подвода Рис. 8.2. Узел сварки трубопрово- теплоносителя к корпусу реакто- да в среде защитного газа: ра При НИЗКОЙ (а) и ВЫСОКОЙ (б) 7 — резиновые заглушки; 2 - свари- температуре: ваемые трубы; 3, 4 — тросики 1 — корпус; 2 — патрубок; 3 — штуцер или участок трубопровода из нержа- веющей стали; 4 — коррозионно-стой- кое покрытие; 5 — защитная рубашка ний труб большого диаметра обычно выполняют скользящими и шариковыми, реже — роликовыми. На роликовых опорах ус- тановлены ГЦН в реакторном контуре Нововоронежской АЭС, таким образом обеспечивается удлинение главных циркуляци- онных трубопроводов вдоль их оси, при этом мертвые точки всех петель — места присоединения их к корпусу реактора. Вертикальные перемещения допускают пружинные опоры. Пружинные подвесные опоры обеспечивают свободное переме- щение в любом направлении (рис. 8.3). Опоры и подвески тру- бопроводов рассчитывают на массу трубопровода, наполн-енно- F=FJ г-цз т ш а,) 6) 1 v;MW';i\ trrl\i ;;м [ifry л\ \гя Ш Рис. 8.3. Конструкционные схемы опор и подвесок для трубопроводов: а — неподвижные; б — направляющие (скользящие); в, д — пружинные подвески; г — жесткие подвески 461
го средой и покрытого изоляцией. Расстояние между опорами должно быть от 2 до 8 м в зависимости от диаметра трубопро- вода; для меньших диаметров принимают меньшие расстояния, так как гибкость таких трубопроводов больше. В современных ЯЭУ наряду с описанными начинают использоваться динами- ческие опоры и аварийные ограничители. Они предназначены для удержания трубопровода от колебаний при его разрыве. Горизонтальные трубопроводы главного циркуляционного кон- тура прокладываются с уклоном 0,001 в сторону выпуска из них дренажа. Внереакторные горизонтальные трубопроводы должны иметь уклон не ниже 0,004 в сторону организованного дренажа. Все трубопроводы как первого, так и второго контура с во- дой в верхних точках имеют воздушники для удаления воздуха при заполнении системы. При прогреве паропроводов образу- ется значительное количество конденсата; для отвода которого организуется соответствующий дренаж: пусковой и постоян- ный. Первый используют только в процессе пускового прогре- ва паропроводов, а второй — при эксплуатации периодически включаемых в эксплуатацию участков паропроводов для под- держания их в прогретом состоянии. Постоянный дренаж тру- бопроводов высокого давления обычно осуществляют за счет непрерывного потока небольшого количества пара через дре» нажную трубу с установленной на ней дроссельной шайбой. Трубопроводы низкого и среднего давления могут дрениро- ваться с помощью специальных конденсатоотводчиков, отводя- щих конденсат, образующийся вследствие потерь тепла, но не ■пропускающих пар. Трубопроводы прокладываются так, чтобы была возможность их полного опорожнения, для чего предус- матривают систему спускных дренажей, трубы которых имеют уклон не менее 0,002. Трубопроводы АЭС с жидкометаллическим теплоносителем имеют систему фиксации утечки теплоносителя, систему элект- рообогрева, которая необходима при пуске и остановке, и сложную систему теплоизоляции (рис. 8.4). Трубопроводы, в которых температура среды выше 320 К> имеют тепловую изоляцию с температурой на ее поверхности 320—325 К. На швах и в местах сварки теплоизоляция должна Рис. 8.4. Конструкция трубопро- вода с жидкометаллическим теп- лоносителем: / — трубопровод; 2 — высокотемпера- турная изоляция; 3 — изоляционный слой; 4 — система фиксации протечек; 5 — нагревательный элемент
быть такой, чтобы можно было быстро ее снимать и восста- навливать. Наиболее важные трубопроводы имеют металличе- скую обшивку (листовым алюминием или оцинкованной сталью). Для изоляции трубопроводов из нержавеющей стали при- меняют материалы, исключающие выделение хлоридов. Из-за необходимости обмывки поверхности изоляции дезактивацион- ным раствором или водой теплоизоляционная конструкция должна быть покрыта отделочно-герметичным слоем, в особен- ности на первом контуре. Такой слой может быть выполнен из эпоксидной эмали. 8.2. АРМАТУРА В процессе эксплуатации энергетических установок возни- кают ситуации, когда необходимо герметичное отключение части контура; регулирование расхода, давления, уровня тепло- носителя; контроль положения уровня; предотвращение повы- шения давления сверх допустимого, снижение давления до за- данного значения; удаление конденсата из паропроводов. На- пример, может возникнуть необходимость осмотра и ремонта оборудования одной петли первого контура без остановки реак- тора, перехода на резервное оборудование, аварийного отклю- чения части оборудования, отвода пара помим.о турбины и т.д. Все эти операции выполняются с помощью специальных конст- рукционных устройств — арматуры. Арматура первого контура ЯЭУ должна удовлетворять сле- дующим основным требованиям: 1) быть герметичной при любых рабочих давлениях и тем- пературах в контуре относительно внешней среды и отсеченной части контура; допускать возможность осмотра уплотнений, ремонта и быстрой замены рабочих элементов при наличии ионизирующих излучений; 2) обладать достаточным быстродействием, допускать авто- матическое и дистанционное управление при аварийных си- туациях; 3) иметь минимальные габаритные размеры и массу; 4) иметь минимальные усилия для перемещения подвиж- ных элементов. По назначению арматуру можно подразделить на пять больших классов: запорная арматура — устройства, предназначенные для перекрытия потока рабочей среды; регулирующая арматура — устройства, предназна- ченные для регулирования параметров рабочей среды посред- ством изменения ее расхода; 463
предохранительная арматура — устройства для автоматической защиты оборудования от аварийных изменений параметров рабочей среды; обратная арматура — устройства для автоматическо- го предотвращения обратного потока рабочей среды; фазораздели тельная арматура — устройства для автоматического разделения рабочих сред в зависимости от их фазы и состояния. Основными наиболее важными параметрами арматуры яв- ляются: условный диаметр прохода £>у, мм,— номинальный внутренний диаметр трубопровода, к которому присоединяется арматура; рабочее давление р, Па; условное давление среды ру, Па,— давление среды, соответствующее расчетному при стандартном изменении рабочих температур; пробное давле- ние рпр, Па,— давление, при котором производится гидравли- ческое испытание арматуры на прочность; пропускная способ- ность Kv — объемный расход жидкости (м3/ч) с плотностью 1000 кг/м3, пропускаемой регулирующим органом при перепа- де давления на нем 0,098 МПа (1 кгс/см2). Условное давление для стальной арматуры определяется при температуре 473 К: до 473 К допустимое рабочее давление принимается равным условному, а при больших температурах принимается в долях условного в зависимости от температуры и металла арматуры. Арматура испытывается на прочность и герметичность. Прочность проверяется при гидроиспытаниях при открытом клапане. В соответствии с нормами расчетов на прочность дав- ление при гидроиспытаниях должно быть не менее определен- ного по формуле (см. § 9.1). В зависимости от условий эксплуатации, места установки и возможности ремонта арматуру разделяют на группы и клас- сы (табл. 8.3). Наибольшая герметичность обеспечивается арматурой пер- вого класса. Герметичность арматуры проверяется при рабочем давле- нии испытанием воздухом или водой. Допустимая протечка,. см3/мин, определяется по формулам: при испытании воздухом Q = knDy*/2(p+2)t где k=l для первого класса, k = 3 для второго класса; п= = 7,5-10~4 для клапанов и /г=2,6-10~3 для запорной армату- ры, кроме клапанов; р — давление воздуха при испытаниях» 0,1 МПа; при испытании водой Q=kmDyv\ 464
Таблица 8.3. Классы и группы арматуры Класс и группа 1 2А 2Б ЗА ЗБ зв Расчетное давление, МПа До 20 Свыше 5 До 5 Свыше 5 От 1,6 до 5 До 1,6 Назначение и условия эксплуатации Арматура первого контура, а также другая, находящаяся в контакте с вред- ными для обслуживающего персонала средами и не доступная для ремонта после монтажа и в процессе эксплуата- ции Арматура, находящаяся в контакте с вредными средами, но доступная или ограниченно доступная для ремонта, а также не находящаяся в контакте с вредными для персонала средами, но не доступная для ремонта в процессе эксплуатации Арматура, не находящаяся в контак- те с вредными средами и доступная для проведения ремонта где га = 5-10-5 для клапанов, т=1,6-10~4 для другой запор- ной арматуры. По принципу действия арматура подразделяется на при- водную и самодействующую. В приводной арматуре положение рабочего органа изменяется с помощью привода (ручного, электрического, гидравлического и т. п.). Самодействующая арматура 'срабатывает под действием самой рабочей среды в результате изменения ее давления, направления движения и т. д. С трубопроводами арматура соединяется фланцами или сваркой. Арматура первого контура ЯЭУ соединяется преиму- щественно сваркой. Основные материалы, рекомендуемые для изготовления энергетической арматуры, приведены в табл. 8.4. В ядерной энергетике арматура выполняется в основном из нержавеющих сталей аустенитного класса; во втором и третьем контурах при работе на паре, воде и инертном газе при температурах до 725 К могут использоваться углеродистые стали, а при темпе- ратурах свыше 725 К — легированные. Рабочие уплотняющие поверхности седла и тарелки наплавляются эрозионно стойки- ми материалами и притираются друг к другу. Для наплавки используются стеллит, бескобальтовый сплав ЦН-12 и т. п. В энергетических установках более всего используется за- порная арматура (до 90%). Запорная арматура предназначе- на только для отключения и должна работать или в «нормаль- но открытом», или в «нормально закрытом» состоянии. Попыт- ки регулирования расхода запорной арматурой приведут к бы- 30—7000 465
§; Таблица 8. 4. Стали и сплавы, рекомендуемые для энергетической <з> аппаратуры Теплоноситель Пар, техническая вода Дистиллят, паро-водя- ная смесь, азот, воз- дух Электрический сплав Na —К Рабочее давление, МПа 6,4 10,0 22,5 23,0 22,5 6,0 Рабочая температура, К (не выше) 625 885 840 875 625 575 725 875 Корпусные детали Сталь 20 20Л-Ш, 25Л-Ш 20ХМЛ 12Х1МФ 10Х18Н9ТЛ, 08Х18Н10Т 10Х18Н9ТЛ, 08Х18НЮТ, 10Х18Н12М2ТЛ 12Х18Н9Т 12Х18Н9Т 12Х18Н9, 08Х18НЮ, 08Х18НЮТ Шпиндели, шпонки, плун- жеры, золот- ники Сталь 35 20X13 ХН35ВТ ХН35ВТ 08Х18Н10Т, НХ35ВТ 08Х18Н10Т, НХ35ВТ. Х17Н13М2Т 10Х17Н2 12Х18Н9Т, ХН35ВТ 12Х18Н9, 08Х18НЮ, 08Х18Н10Т, ХН35ВТ Наплавка уплотни- те льных колец ЦН-6, ЦН-6Л, ЦН-6М, ЦН-12, ЦН-12М — —■ взк ВЗК, НЦ-6, ЦН-6М, ЦН-6Л, ЦН-12, ЦН-12М взк Примечание! Для сварочных деталей стали марок 10Х18Н9ТЛ и 08Х18Н10Т пригодны при рабочей температуре среды не выше 624 К Материалы применимы также в случае присут- ствия в дистиллирован- ной воде примеси бор- ной кислоты до 35 мг/л Сталь марки 12Х18Н9Т применима при содер- жании кислорода в жид- ком металле не более 5-10-3 %
со о Теплоноситель Гелий Углеродистый газ 4ь Рабочее давление, МПа 100 120 20 70 Рабочая тем- пература, К (не выше) 975 1075 1175 875 1025 575 875 Корпусные детали 08Х16НЦМЗ, молибденовый сплав СМЗ, 09Х14Н19В2Р ХН60В ХН28ВМАБ 12Х18Н9Т, 08Х18НЮТ ХН60В, ХН70ВМЮТ Сталь 20, 20Л-Ш, 25Л-Ш 12Х18Н9Т, 08Х18Н10Т, 10Х18Н9ТЛ Шпиндели, шпонки, плун- жеры, золот- ники 08Х16НЦМЗ ХН60В ХН28ВМАБ 12Х18Н9Т. 08Х18Н10Т, НХ35ВТ ХН60В, ХН70ВМЮТ Сталь 35, 20X13 12Х19Н9Т, 08Х18Н10Т, ХН35ВТ Наплавка уплот- нительных колец взк ЦН-6, ЦН-6М, ЦН-6Л взк Продолжение табл. 8.4 Примечание Для сварных деталей стали марок 12Х18Н9Т и 08Х18Н10Т пригодны при рабочей температу- ре среды не выше 350 °С — Углеродистые стали при- менимы при содержании влаги и оксида углерода в рабочей среде не выше 0,5 % каждого из них
fc£? Рис. 8.5. Запорные клапан (а) и задвижка (б): J — тарелка, клин, диск; 2 — направление движения среды Рис. 8.6. Запорный клапан Dy 65 мм для воды и пара при р=20 МПа строму эрозионному разруше- нию рабочих органов и выхо- ду их из строя. В отдельных, специально оговоренных слу- чаях арматура может быть запорно-регулирующей, что обеспечивается ее конструк- цией и соответствующим вы- бором конструкционных ма- териалов рабочих органов. Запорная арматура. В ка- честве запорной арматуры применяются клапаны и задвижки, которые различаются конст- рукцией запорных органов и направлением их перемещения отно- сительно потока среды. В клапане запорный орган 1 перемеща- ется возвратно-поступательно параллельно оси потока рабочей среды 2 (рис. 8.5,а), а в задвижке запорный орган — клин или диск — 1 перемещается возвратно-поступательно перпендику- лярно оси потока рабочей среды (ipnc. 8.5,6). В связи с этим при одинаковых условиях работы (одинаковых диаметрах и одинаковых давлениях среды) для клапанов требуется боль- шее усилие закрытия, коэффициент гидравлического сопротив- ления клапанов в 5—20 раз превышает коэффициент сопротив- ления задвижек, однако клапан характеризуется значительно меньшими размерами и массой. Запорные клапаны применя- ются при условных диаметрах до 150 мм; для трубопроводов большего сечения применяются исключительно задвижки. Значение коэффициента сопротивления при полном откры- тии клапанов в зависимости от их конструкции и размеров мо- жет изменяться в пределах 5,5—16, а для задвижек — в интер- 468
вале 0,16—0,30. Пример конструкции запорного клапана при- веден на рис. 8.6. Основными элементами клапана являются корпус U крышка 5, седло 2, тарелка 5, шпиндель 7, сильфон- ное уплотнение 6 и привод 8. Крышка и корпус соединены без прокладки с дублирующей обваркой «на ус» 4. Уплотнение ар- матуры первого контура по штоку до Dy= 150-4-200 мм, как правило, сильфонное. Как страховочное уплотнение можно ис- пользовать сальник. Сильфоны изготовляются по меньшей ме- ре двухслойными, а при высоких давлениях рабочей среды мо- гут иметь до 12 слоев. Материал сильфонов— коррозионно- стойкая сталь 08Х18Н10Т, но сильфоны могут быть изготовле- ны и из других сталей, а также из титана. Сильфон обычно верхним концом герметично присоединяется к крышке, а ниж- ним герметично соединяется со шпинделем. Замена сильфо- нов в арматуре довольно затруднительна, так как требуется отделять друг от друга сварные части. Кроме того, внутренняя поверхность сильфонов практически недоступна для дезакти- вации. Значительная часть арматуры, особенно крупногабаритная Dy>200 мм, имеет сальниковые уплотнения с асбографитовы- ми (при температуре выше 535 К) и асбестофторопластовыми (температура до 535 К) кольцами. Последние мало склонны к усадке, обеспечивают высокую степень герметизации при хо- рошем скольжении. В клапанах для жидких металлов наряду с сильфонными уплотнениями в дополнение к ним или без них при £)у>200мм могут использоваться замерзающие уплотнения. Последова- тельно включаются два-три уплотнения с раздельным подво- дом охлаждающей жидкости. Форма уплотнительной поверхности клапанов коническая с Dy до 20 мм, при £)у>20 мм уплотнение происходит, как правило, по плоской поверхности. Уплотнение по конусной по- верхности требует меньшего удельного давления прижатия, но при этом появляется большая склонность к задиранию поверх- ности. Способ крепления клапанной тарелки обеспечивает в большинстве случаев ее самоустанавливаемость при закры- вании клапана. Наиболее часто головка шпинделя заводится в Т-образный паз тарелки клапана (рис. 8.7). Для облегчения открытия клапанов при большом перепаде давления они могут выполняться с внутренней разгрузкой (рис. 8.8). Вначале поднимается меньшая разгрузочная тарел- ка клапана 1. Благодаря меньшей ее поверхности требуется меньшее усилие открытия по сравнению с большей тарелкой клапана при одинаковом перепаде давлений. Открытие разгру- зочного клапана приводит к снижению разницы давления по обе стороны большой, главной тарелки клапана 2. 469
Рис. 8.7. Соединение та- релки клапана и шпин- деля: / — седло; 2 — тарелка; 3 — шпиндель Рис. 8.8. Запорный кла- пан с внутренней раз- грузкой: 1 — разгрузочная тарелка клапана; 2 — главная тарел- ка клапана Рис. 8.9. Запорный орган задвижки с же- стким клином: / — корпус; 2 - 3 — шпиндель; 4 - седло; ■ клин Рабочая среда в клапане должна подаваться только под тарелку или только на тарелку. Предусмотренное конструкци- ей направление среды указывается на корпусе стрелкой. При больших условных диаметрах, как уже указывалось выше, в качестве запорной арматуры используются задвижки. Наиболее ответственный элемент всякой задвижки — ее затвор. В энергетике наиболее широко используются затворы с жест- ким клином (рис. 8.9) и особенно самоустанавливающиеся с составным клином (рис. 8.10). Запорный орган состоит из двух тарелок, перекрывающих проходные сечения седел. Та- релки по сферической поверхности сопрягаются с обоймой и удерживаются в обойме двумя съемными тарелкодержателями: нижним и верхним. При снятом верхнем тарелкодержателе та- релки свободно заводятся в расточку обоймы. Между тарелка- ми устанавливается распорный грибок, который цилиндриче- ским концом входит в цилиндрическую расточку одной из та- релок, а сферическим концом упирается в сферическую выточ- ку тарелки. Под цилиндрическим концом грибка помещается регулирующая прокладка. От проворачивания тарелки удер- живаются стопорными штифтами. Уплотнительная поверхность седел задв'ижки выполнена с углом скоса 4°. Сопряженные уп- лотнительные поверхности седла и тарелки или одна из них наплавляются эрозионно стойким материалом (см. табл. 8.4) и притираются. Задвижки рассмотренного типа с составным клином имеют ряд преимуществ: не требуется высокой точности выполнения угла седел и клина; возможна регулировка относительного по- ложения тарелок с помощью плоской прокладки под грибком; благодаря возможности некоторого перемещения тарелок 470
Рис. 8.10. Запорный орган за- движки с составным клином: / — шпиндель: 2 — гайка; 3 — шайба; 4, 11 — тарелкодержатели; 5 — грибок: 6 — прокладки; 7 — обойма; 8— тарел- ка; 9 — седло; 10 — штифт с грибком относительно шпин- деля по направлению оси трубо- провода снижаются требования к точности выполнения разме- ров сопрягаемых деталей; пол- ное соприкосновение тарелки и седла обеспечивается за счет поджатия шпинделя и без боль- шого перепада среды, при боль- шом же перепаде плотность обес- печивается за счет давления са- мой среды. Уплотнение шпинделя за- движки осуществляют сальника- ми, а на жидких металлах при- меняют замерзающие уплотнения Затворы с составным клином, в которых тарелки помещены в центральную обойму, в раз- личных конструктивных испол- нениях используются в задвиж- ках с Dy до 600 мм. При боль- ших Dy применяют преимущественно безобоймовые затворы с плоскими тарелками (дисками). На рис. 8.11 показана конструкция главной запорной за- движки первого контура энергетической установки с реактором ВВЭР-1000 для Dy 850. Задвижка состоит из следующих основ- ных узлов и деталей: корпуса с вваренными седлами, крышки, узла соединения крышки с корпусом, затвора, штока, шпинде- ля, бугеля, узла уплотнения штока, приводной головки и элек- тропривода. Соединение корпуса с крышкой — бесфланцевое, самоуплотняющееся. Уплотнение осуществляется асбографито- выми кольцами АГ-50 с накладками из нержавеющей стали. Между кольцгми набивки помещено проставочное кольцо, об- разующее полость, соединенную с сигнализатором дротечки. Затвор задвижки — плоскопараллельный, двухдисковый, безобойменный, с распорными пружинами между тарелками (дисками). Основное положение затвора — «открытое». Диски снабжены боковыми шпонками, перемещающимися при движе- нии затвора по направляющим корпуса. Эти же направляющие воспринимают усилие распорных пружин в открытом положении затвора. Сальниковое уплотнение выполнено двухступенчатым с асбографитовыми кольцами набивки. Для разгрузки сальни- ка при открытом затворе на штоке выполнена посадочная коническая поверхность 15, а в крышке установлено седло кла- пана 14. При появлении протечки через первую ступень саль- ника предусмотрен дренаж при давлении 1,5—0,9 МПа. За- 471
Рис. 8.11. Главная запорная задвижка ЯЭУ с реактором ВВЭР-1000: / — узел затвора; 2 — корпус в сборе; 3 — плавающая крышка; 4 — опорный фланец; 5 — сальниковое уплотнение; 6 — шток; 7 — муфта; в —бугель; 9 — шпиндель; 10 — подшип- никовый узел; // — электропривод; 12 — узел стопорения шпинделя; 13 — уплотнение крышки; /4 —седло вспомогательного клапана; 15 — конус вспомогательного клапана 472
Рис. 8.12. Задвижка с замерзающим уплотнением шпинделя для жидких металлов: / — подводы охлаждающей воды; 2 — обварка «на ус»; 3 — сальник; 4, 6 — за- мерзающие уплотнения; 5 — шпиндель; 7 — внутренний корпус; 8 — седло вспомо- гательного клапана; 9 — конус вспомога- тельного клапана; 10 — тарелка; 11— сед- ло задвижки; 12 — корпус движка рассчитана на макси- мальное давление 18 МПа и температуру 625 К. Расход теплоносителя 22 000 м3/ч (6,11 м3/с), коэффициент ги- дравлического сопротивления 0,7. Ход затвора 710 мм, вре- мя полного хода 90 с. Полная высота задвижки составляет 4,26 м, а масса 15 900 кг. На рис. 8.12 показана за- движка для жидкометалличе- ского теплоносителя. Подоб- ные устройства работают при температурах до 775—875 К. Задвижка имеет составной клин. Особенностью конструк- ции является то, что для сни- жения термических напряже- ний при разогреве и охлаж- дении седло отделено зазо- ром от корпуса. Шпиндель имеет вспомогательный клапанный запорный орган, обращенный вверх. Седло вспомогательного клапана совмещено с втулкой, через которую проходит шпин- дель. При полном подъеме шпинделя вспомогательный клапан закрывается, улучшая внешнюю герметичность конструкции. Уплотнение шпинделя осуществляется с помощью двух вклю- ченных последовательно замерзающих уплотнений 4 и 6 с не- зависимым включением холодильников. В качестве страховоч- ного использован сальник с внешним охлаждением. Клин, шпиндель, уплотнения вместе с внутренним корпусом состав- ляют выемную часть задвижки, которая относительно внешне- го корпуса герметизируется с помощью сварки «на ус». Запорную арматуру выбирают по условному диаметру без предварительных гидродинамических расчетов. Регулирующая арматура. Для регулирования расхода и дав- ления среды используются «лапаны, отличающиеся от запор- ных клапанов профилем рабочих органов — седла и клапана. Наиболее распространены клапаны с плунжерным (игольча- 473
тым) регулирующим органом. Регулирование расхода и давле- ния среды происходит за счет изменения проходного сечения. К регулирующей арматуре предъявляются следующие тре- бования: 1) высокая точность поддержания заданных параметров ре- гулирования; 2) высокая чувствительность регулирования; для современ- ных крупных регулирующих клапанов приемлемой считается чувствительность регулирования, когда перемещению подвиж- ной части на 1 мм соответствует изменение площади проход- ного сечения на 1—2%; 3) максимально возможная пропускная способность при за- данном диаметре трубопровода; 4) широкий диапазон регулирования; 5) максимальное снижение кавитации; 6) минимальный уровень шума. 474
Рис. 8.15. Проточная часть за- порно-регулировочного клапа- на реактора РБМК-ЮОО: / — корпус; 2 — зубчатый плунжер; 3 — седло При малых условных диаметрах (до Dy=100 мм) приме- няются однопоточные плунжерные клапаны (рис. 8.13), при больших условных диаметрах — двухседельные клапаны скаль- чатого типа (рис. 8.14). Седло, и подвижную часть клапана — плунжер — изготовляют из эрозионно стойкого материала, на- пример из стали аустенитного класса 1Х18Н9. Как указывалось выше, в отдельных случаях функции ре- гулирующих и запорных клапанов совмещаются. Например, запорно-регулировочные клапаны используются на подводящих магистралях к технологическим каналам реакторов РБМК-ЮОО (рис. 8.15). Сильфонный клапан имеет конусный плунжер с зубцами. Седло и. плунжер дросселя выполнены из стали ХН35ВТ10. Протечка через клапан в закрытом состоянии — не более 5 г/мин. Для характеристики регулирующей арматуры используют понятие пропускной способности Kv- Полный ход затвора S> при открытии клапана называется условным. Условная про- пускная способность Kvy представляет собой пропускную спо- собность при условном ходе затвора. Нетрудно убедиться, что массовый, кг/с, и объемный, м3/с, расходы с пропускной спо- собностью связаны соотношениями соответственно G -Vbp?\ Q = ■Kv VH-- (8.1) 3,6-10* r ~^r' ^ 3,6-104 Значения Kvy устанавливают в соответствии с конструкци- ей данного регулирующего устройства. Для регулирующих кла- панов с Z)y= 15-^-300 мм значения Kvy обычно образуют следу- 475
ющий ряд: 6,3; 10; 16; 25; 40; 100; 160; 250; 400; 630; 1000; 1600; 2500. Зависимость пропускной способности от хода плунжера при постоянном перепаде давления представляет собой пропуск- ную характеристику регулирующего клапана. Обычно она вы- ражается в относительных величинах в виде функции q = f(l), где q = KvlKvy, l = S/Sy. Регулирующую арматуру выпускают с линейной (q=ml, где пг — постоянный коэффициент) или с равнопроцентной пропускной характеристикой. В последнем случае приращение пропускной способности пропорционально ее текущему значению. В реальных устройствах перепад давления на регулирую- щем клапане не остается постоянным. В этом случае зависимость q = f(l) представляет собой расходную характеристику клапа- на. При постоянном перепаде давления на клапане пропуск- ная и расходная характеристики совпадают. Регулирующий клапан обычно работает в условиях, когда используется определенный участок хода плунжера. Задаваясь размером этого участка I и требуемой пропускной способно- стью, по графику (рис. 8.16) выбирают кривую изменения рас- Рис. 8.16. График для выбора регулирующего клапана с линейной (а) и рав- нопроцентной (б) пропускными характеристиками 476
хода и по Ней находят требуемое значение Kvy для клапана с линейной (рис. 8.16,а) или равнопроцентной (рис. 8.16,6) пропускной характеристикой. Условный диаметр выбирают по требуемому значению /Суу^1,2/С^макс, где /(у макс — требуемое расчетное значение Kv при полном открытии клапана, /(у макс можно найти по зависимости (8.1), если задаться перепадом давлений на клапа'не АрМИн. Если рабочая среда сжимаемая, то при критическом и боль- шем критического перепадах давления (ДрМин>/?1/2) для на- хождения Kv используется формула критического расхода: /Cv = 3,6-104- Y-t- У Ро где v0t ро — удельный объем, м3/кг, и давление, Па, перед кла- паном; GMaKc — максимальный расход, кг/с; для водяного па- ра А = 0,648, для воздуха А = 0,657. Для направления пара в основной или вспомогательный конденсатор в пусковом режиме, при расхолаживании реакто- ра или в случае, когда турбина по каким-либо причинам сбро- сила нагрузку, требуется существенно снизить температуру и давление пара. Для этого служат быстродействующие редук- ционные устройства (БРУ). От регу- лирующих клапанов они отличаются большим срабатываемым перепадом давления. В большинстве случаев дросселирование пара происходит в несколько ступеней, так как общий перепад давления превышает крити- Z ческий. Частично дросселирование па- ра может осуществляться на соплах и решетках постоянного сечения, уста- навливаемых за клапаном с регули- руемым сечением. В процессе дроссе- лирования или по его завершении в пар для снижения температуры мо- жет впрыскиваться охлаждающая жидкость, обычно конденсат. Время включения БРУ составляет от не< скольких секунд до долей секунды. БРУ для сброса пара из основных паропроводов ЯЭУс реактором РБМК в барботеры и в конденсаторы (рис. 8.17) состоит из запорно-дроссели- рующего клапана 3, дроссельного устройства первой ступени 4, пред- Рис# 8Л7. Схема БРУ ЯЭУ ставляющего собой шумоглушитель с реактором РБМК-Ю00 477
струйного типа с рециркуляцией пара 5, и дроссельного устрой- ства второй ступени 6 в виде вваренной в трубу перфорирован- ной решетки. Пар в БРУ подводится по двум патрубкам 2. Для открытия запорно-дроссельного клапана служит электропривод 1. Время открытия составляет 2 с. Обратная арматура. На всех питательных магистралях для предотвращения обратного движения рабочей среды устанав- ливаются обратные клапаны. На рис. 8.18 показан обратный подъемный клапан с поступательным перемещением тарелки, а на рис. 8.19 — клапан с поворотной тарелкой—обратный за- твор. Открытие клапана и удержание его в открытом состоянии происходит под действием динамического напора среды, а за- крывается он под действием силы тяжести или возвратной пру- жины при отсутствии подачи среды под клапанную тарелку. Обратные подъемные клапаны устанавливаются на горизон- тальных трубопроводах £>у, равным 32 и 50. Поворотные клапа- ны показанного на рис. 8.19 типа могут устанавливаться как на вертикальных, так и на горизонтальных трубопроводах с Dy= = 100-^-250. С трубопроводом клапаны соединяются сваркой. Коэффициент гидравлического сопротивления £^2,5. Анализ ра- боты обратных клапанов заставляет отдавать предпочтение об- ратным затворам. 7 Рис. 8.18. Обратный подъемный клапан: / — корпус; 2 — крышка; 3 — направляющая втулка; 4 — шпиндель с тарелкой; 5 — сед- ло; 6 — выходной патрубок; 7 — входной патрубок 478
Рис. 8.19. Обратный поворотный клапан: / — корпус; 2 — тарелка; 3 — рычаг; 4 — крышка; 5 — контроль протечки; 6 — уплотне- ние; 7 — седло Обратные клапаны в ряде случаер устанавливаются на цир- куляционных трубопроводах первого контура при наличии не- скольких параллельных петель, например в петлях реакторов БН-350 и РБМК-ЮОО. Установка обратных клапанов на цир- куляционных петлях — необязательное требование, и на петлях реактора ВВЭР-440, например, обратные клапаны не преду- смотрены. Особенностью обратных клапанов на циркуляцион- ных трубопроводах многопетлевой системы является то, что они должны закрываться при отключении одного или нескольких насосов, но и должны быть открытыми при включении всех насосов, для обеспечения возможности естественной циркуля- ции. Пример такого клапана для циркуляционной магистрали большого диаметра (£>у = 800 мм) приведен на рис. 8.20. При отсутствии перепада давлений клапан приоткрыт на 5°. 479
Рис. 8.20. Обратный поворотный клапан £)у=800 мм Предохранительная арматура. Для предотвращения повы- шения давления среды выше допустимых пределов использу- ются предохранительные клапаны. На каждом защищаемом объекте должно быть установлено не мейее двух предохрани- тельных клапанов, один из которых — контрольный, а осталь- ные— рабочие. При давлениях до 10 МПа контрольный клапан открывается, если давление превышает номинальное на 3%, а рабочий — если давление в системе превышает номинальное на 5%. При. номинальном давлении свыше 10 МПа контроль- ный и рабочий клапаны открываются при превышении номи- нального давления соответственно на 5 и 8%. Предохранительные клапаны устанавливаются как в пер- вом, так и во втором контуре ЯЭУ. Сброс среды через предох- ранительный клапан в первом контуре должен происходить обязательно в барботер под уровень жидкости или в конденса- тор. В установках с водо-водяными реакторами под давлени- ем предохранительные клапаны устанавливаются, как прави- ло, на компенсаторах давления, в установках с кипящими ре- акторами— на барабанахнсепараторах или паропроводах. Основные рабочие элементы предохранительного клапана— седло и тарелка. Герметичность клапана (плотный контакт 480
ушютнительных поверхностей седла и тарелки) должна быть обеспечена во всем интервале допустимых давлений. Предохранительные клапаны подразделяются н'а малоподъ- емные с поднятием тарюлки при открытии клапана примерно на высоту 0,05 Dc (Dc — диаметр седля) и полноподъемные с поднятием тарелки на 0,25Dc. Диаметр предохранительных клапанов при давлении до 4,0 МПа выбирается в пределах от 25 до 125 мм, а при более высоком давлении — от 15 до 125 мм. Предохранительные клапаны рассчитываются на пол- ную производительность установки по газовой (паровой) фазе. Число и размеры предохранительных клапанов в соответствии с требованиями Госгортехнадзора определяются по формуле /iDcft=3f6-10MG/p, где п — общее число установленных клапанов (рабочих и контрольных); Dc — диаметр седла клапана, м; h — высота подъема клапана, м; G — номинальная производительность установки, кг/с; р — абсолютное давление рабочей среды, Па; Рис. 8.21. Рычажный предохранительный клапан: / — корпус; 2 — рычаг; 3 — груз; 4 — крышка; 5 — направляющая втулка; 6 — шпиндель; 7— тарелка; 8 — седло Рис. 8.22. Пружинный предохранитель- ный клапан: 1 — установочный рычаг; 2 — втулка; 3 — пру- жина; 4— шпиндель; 5— направляющая втул- ка; 6 — крышка; 7 —тарелка; 8 — седло; 9 — входной патрубок; 10 — выходной патрубок 31—7000 481
А=0,075 для малоподъемных клапанов, Л=0,15 для полно- .подъемных. Предохранительные клапаны можно разделить на клапаны •прямого действия и имлульсно-предохранительные устройства .(ИПУ). В первых тарелка поднимается непосредственно под •воздействием избыточного давления рабочей среды. Тарелка б закрытом состоянии удерживается внешним усилием от ры- чага с грузом (рис. 8.21) или усилием пружины (рис. 8.22). •В соответствии с этим предохранительные клапаны прямого действия разделяются на рычажные и пружинные. При воз- можности сейсмических воздействий рычажные клапаны не- пригодны. В клапанах прямого действия усилие прижатия при нор- мальном давлении только на 3—8% превышает усилие откры- тия и, следовательно, давление на уплотнительных поверхно- стях затвора очень мало. Необходимая плотность в затворе может быть достигнута увеличением давления при уменьшении площади поверхности контакта. Поверхность контакта выпол- няется плоской шириной до 1,5 мм или конической. Узкая кон- тактная поверхность и большие удельные давления способст- вуют, кроме того, скорейшему выдавливанию пленки жидкости с поверхности контакта при закрывании клапана, когда давле- ние понижается до допустимого. В состав импульсно-предохранительного устройства входят главный предохранительный клапан с большим DY и импульс- ный клапан с малым диаметром условного прохода (обычно Dy 20 и 32). На рис. 8.23 показана монтажная схема импуль- сно-предохранительного устройства. Согласно «Правилам уст- ройства и безопасной эксплуатации...» в качестве импульсных используются рычажно-грузовые клапаны с дополнительным электромагнитным приводом, содержащим два электромагни- та. На рис. 8.24 показан главный предохранительный клапан Dy 250/300. Особенностью его устройства и работы является то, что при нормальном режиме работы тарелка клапана (золот- ник) поджимается к седлу за счет разницы рабочего давления в контуре и давления внешней по отношению к контуру среды. Внутри золотника образована полость с помещенным в ней не- подвижным поршнем 7, закрепленным на полой штанге 6. Про- странство над поршнем соединено патрубком 2 с выхлопом им- пульсного клапана. С нижней стороны штанга заглушена проб- кой 10 с отверстием малого диаметра, через которое полость лад поршнем соединяется с внешней средой. При нормальной .работе импульсный клапан закрыт и давление в полости над лоршнем равно давлению внешней среды. Электромагнит, обес- печивающий закрытие импульсного клапана, включен и допол- нительно к рычажно-грузовой системе прижимает тарелку к седлу, обеспечивая тем самым повышенную герметичность 482
Сбросш пара Рис. 8.23. Схема импульсно-предохранительного устройства: /—главный предохранительный клапан; 2 — импульсный клапан; 3 — груз; 4—электро- в затворе. Другой электромагнит, обеспечивающий своевремен- ное и надежное открытие импульсного клапана, в это время обесточен. При повышении давления в защищаемом устройст- ве выше допустимого сигнал от эле-ктроконтактного манометра обесточивает цепь электромагнита, управляющего закрытием, и замыкает цепь электромагнита, управляющего открытием импульсного клапана. Под действием давления рабочей среды и электромагнита импульсный клапан прямого действия от- крывается и рабочая среда—пар — поступает в сервопривод главного клапана. Давление над поршнем увеличивается до давления в контуре. Небольшая утечка через отверстие в проб- ке на штанге практически не влияет на уровень давления в по- лости золотника. Соотношение размеров золотника (тарелки) главного клапана подобрано таким образом, что возникает от- крывающая сила, клапан открывается, избыток среды сбрасы- вается из защищаемого сосуда. По достижении допустимого давления цепи электромагнитов опять переключаются, и под действием груза и электромагнита импульсный клапан закры- вается. В результате прекращается поступление рабочей среды в полость над поршнем сервопривода. Пар из полости страв- ливается через отверстие малого диаметра в пробке 10, давле- ние в сервоприводе уменьшается, главный клапан под действи- ем давления рабочей среды закрывается. Другой вид предохранительной арматуры — мембранно-раз- рывные устройства (МРУ), в которых сечение сбросного тру- бопровода герметично перекрывается плоской или выпуклой 31* 483
Рис. 8.24. Главный предохранительный клапан Dy 250/300 мм: / — выхлопной патрубок; 2 — патрубок (вход от импульсного клапана); 3 — входной патрубок; 4 — седло; 5 — тарелка (золотник); 5 —штанга; 7 — поршень сервопривода; 8 — пружина; 9 — крышка; 10 — пробка с отверстием для выхода пара /мембраной. МРУ характеризуются полной герметичностью и малым временем срабатывания (0,002—0,003 с) при. любом ди- аметре. По принципу действия МРУ подразделяются на уст- (ройства, у которых мембрана разрывается непосредственно род действием давления среды, и устройства с принудительным разрывом мембраны вырубкой или проколом. Использование 484
Рис. 8.25. Конденсатоотводчик с опрокинутым поплавком ко- локольного типа: 1 — запорный орган; 2— рычаг; 3— отверстие для выхода пара; 4 — поплавок: 5 — корпус последних в ЯЭУ предпочтитель- ней. В настоящее время МРУ ис- пользуются, например, в контурах ЯЭУ с жидким металлом, в газо- вом контуре РБМК. В перспективе возможно использование МРУ пе- ред предохранительными клапана- ми первого и второго контуров. Разрывное давление должно превышать рабочее не более чем на 25 %. Толщина мембранной за- готовки определяется по формуле 6=pDH/(ktkiaB)y где р — максимальное избыточное давление; DH — рабочий диаметр мембраны; \kt—температурный ко- эффициент; fei=3,7^-4,2; ов — пре- дел прочности материала мембра- ны; величина kt для стали прибли- зительно линейно уменьшается от 1 при 293 К до 0,65 при 473 К, а для никеля — от 1 при 293 К до 0,68 при 673 К. Фазоразделительная арматура. Для периодического выхо- да конденсата из паропроводов используются специальные устройства—конденсатоотводчики поплавкового или) термо- статного типа. На рис. 8.25 показан конденсатоотводчик с «оп- рокинутым» поплавком колокольного типа. Конденсат, посту- пая снизу в открытый поплавок, заполняет его. Пар из поло- сти поплавка стравливается через малое отверстие в верхней »его части. Под действием силы тяжести, поплавок опускается и, воздействуя на рычаг, открывает запорный орган для выпуска конденсата. Как только под колокол начинает поступать пар, он вытесняет оттуда конденсат и колокол всплывает, запорный орган конденсатоотводчика закрывается. В термостатных конденсатоотводчиках запорный орган от- крывается и закрывается с помощью сильфона (рис. 8.26) или биметаллических пластин при изменении температуры омыва- ющей их среды. Такие конденсатоотводчики устанавливаются преимущественно на паропроводах перегретого пара, где су- щественна разница температур пара и конденсата. Внутренняя полость сильфона заполняется низкокипящей жидкостью. При смыванию сильфона паром давление в полости сильфона уве- личивается и затвор конденсатоотводчика закрывается. При смывании сильфона конденсатом пониженной температуры давление в полости сильфона падает, сильфон открывает за- твор. Соответствующие температурные деформации биметал- 485
Рис. 8.26. Сильфонный конденсатоотводчик лических пластин также приводят к открытию или закрытию затвора. Производительность, кг/с, конденсатоотводчико-в всех типов определяется по формуле G = 3,6* 10* АКумакс^^' где Л = 0,5-ь0,6 при Тк/Тн = 0,85^-1,0, А = 1 при Тк/Тн<^0,85; Ар — перепад давления на конденсатоотводчшке; Гк = 20оС; Тн— температура насыщения конденсата. Технические требования на арматуру формулируются орга- низацией, проектирующей ЯЭУ в целом, и должны обязатель- но содержать следующие данные: 1) основные параметры арматуры: класс, желательные кон- структивные разновидности, Z)y, Kv, р, тип привода, время сра- батывания, герметичность; 2) условия эксплуатации: среда и ее свойства, уровень ра- диоактивности, место установки арматуры в схеме, интенсив- ность ее использования, длительность срока эксплуатации, возможность обслуживания; 3) дополнительные требования: возможность отклонения от нормальных условий эксплуатации, сейсмостойкость, необхо- димость дренажа, очистки, промывки и дезактивации и т. д. 486
8.3. КОМПЕНСАТОРЫ ДАВЛЕНИЯ С изменением температуры теплоносителя изменяется его плотность; в замкнутом объеме контура неизбежно должно изменяться и давление. Если теплоноситель полностью или ча- стично, как, например, в реакторах кипящего типа, находится в газовой фазе, с изменением давления происходит сжатие или расширение газа (пара) и изменение давления происходит сравнительно медленно. Подпитка щш продувка теплоносите- ля позволяет ограничить изменение давления в контуре в за- данных пределах. В контуре с однофазным жидким теплоноси- телем ввиду его малой сжимаемости с изменением температу- ры происходит значительное и очень быстрое изменение дав- ления. Ограничить скорость изменения давления за счет про- дувки и подпитки оказывается невозможно. Поэтому в контур ♦с жидким теплоносителем вводят специальные устройства — компенсаторы давления. Компенсатор давленая представляет .собой сосуд, нижняя часть которого заполнена жидкостью и «соединена с контуром, а верхняя часть заполнена паром или инертным газом. Соответственно компенсаторы давления раз- деляют на газовые и паровые. Газовое пространство компенса- тора соединяется с предохранительным клапаном. На рис. 8.27 .приведены схемы газовой и паровой систем компенсации!. Га- зовая, система компенсации может быть использована с любым жидким теплоносителем, находящимся при температуре ниже температуры насыщения. Газовое пространство компенсатора соединяется с газовыми баллонами. Главное достоинство га- зовой системы компенсации—малые затраты энергии на ком- ценсацию, поскольку в определенном интервале изменения температур система может работать без продувки или подпит- ки газа. Но для этого требуются достаточно большие объемы газовых баллонов. Громоздкость системы — один из недостат- ков газовой системы компенсации.. Другой ее недостаток — растворимость газоз в жидкостях, увеличивающаяся с ростом В пер Вы а контур \и °) о ш Из „холодного" труд'о пр обода первого контура В „горячий9* mpudonpodod пербого контура Y *) Рис. 8.27. Схемы газовой (а) и паровой (б) систем компенсации давления: / — компенсатор давления; 2 — уровнемер; 3 — запорный (или предохранительный) кла- пан; 4 — газовые баллоны; 5 — электронагреватели; 6 — разбрызгивающее устройство 487
давления. Под действием ионизирующих излучений в водяном ко-нтуре, например, при компенсации азотом образуется азот- ная кислота, что усложняет поддержание заданного водного режима. При срабатывании предохранительного клапана на •компенсаторе давления при истечении газа возможны вымо- раживание влаги, обледенение клапана и неплотная посадка •его на место. Поэтому газовая система компенсации использу- ется преимущественно в установках с жидкометаллическим теплоносителем при относительно небольшом давлении, когда растворимость газа в металле невелика, а использование •инертного газа диктуется в первую очередь необходимостью •исключить выход из контура пара металла. В установках с жидкометалличе- Ф10о ским теплоносителем, как правило, специ- альные компенсато- ры давления не уст- раивают, а используют для этой цели газовую подушку в баке реак- тора (см. рис. 7.72), в корпусе парогенерато- ра (см. рис. 6.45) или насоса (см. рис. 7.70). В контурах реакто- ров с водой под дав- лением используют преимущественно па- ровую систему ком- пенсации. В паровом компенсаторе давле- ния жидкость нагрева- ется электронагревате- Рис. 8.28. Паровой компен сатор давления реактора ВВЭР-440: / — шины подвода электропи- тания; 2 — опорная обечайка; 3 — электронагреватели; 4 — за- щитный экран; 5 — лестница; 6 — полость для контроля про- течек; 7 — смотровой люк; 8 — патрубок впрыска; 9 — отвод к переливной трубе; 10 — отвод к предохранительным клапа- нам; // — отвод к линии сдув- ки; 12 — сопла распыливания; 13— защитный кожух; 14 — корпус; 15 — патрубки присое- динения к первому контуру; 16 — опоры 488
7 Уровень тепло- "i£jL_ носителя &H-= 3 ■ Выход тепло носителя 5 контур -*- Рис. 8.29. Паровой компенса- тор давления судовой ЯЭУ: 1 — крышка; 2 — электронагрева- тели; 3 — корпус; 4 — защитная плакировка корпуса; 5 — распыли- тель; 6 — шаровой обратный кла- пан Вход тепло- носителя первого контура. лями до температуры насыщения и частично испаряется. Над уровнем образуется паровая подушка. Для предотвраще- ния превышения давления в паровое пространство впрыскива- ется холодная вода первого контура, а при недостаточности этого мероприятия срабатывают паровые предохранительные клапаны. Достоинство паровой системы компенсации давле- ний— компактность компенсатора и отсутствие растворения газов, недостаток — необходимость затрачивать дополнитель- ную энергию на испарение жидкости. На рис. 8.28 показана конструкция парового компенсатора объема ЯЭУ реактора ВВЭР-440, а на рис. 8.29 — компенсато- ра объема судовой ЯЭУ. Компенсатор ВВЭР-440 представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд диаметром 2,4 мм и длиной Юме эллиптическими днищами. Толщина стенок цилиндрической чает и 140 мм. В нижней части, в области вво- да электронагревателей, толщина стенок увеличена до 180 мм. Прямые электронагреватели вводятся через цилиндрическую стенку компенсатора и опираются внутренними концами на тонкостенную опорную обечайку. В верхней части размещены сопла распыливания холодной воды. Вода на впрыск подво- дится патрубком диаметром 100 мм. Для осмотра и ремонта внутренних элементов в корпусе размещена лестница. Водя- ное пространство компенсатора с первым контуром соединя- ется патрубками диаметром 200 мм на нижнем днище. Вклю- чение нагревателей и впрыска обеспечивается системой сп-е- 489
циальных реле. При стационарной работе реактора давление поддерживается с погрешностью в пределах ±0,5 МПа. Через компенсатор давления и соединительные водяные ли- нии организована незначительная постоянная протечка тепло- носителя (в пределах 0,055 кг/с), которая обеспечивает требуе- мую температуру трубопроводов и исключает возможность тепловых ударов в переходных процессах. Паровой компенсатор судовой ЯЭУ на рис. 8.29 конструк- тивно отличается от {рассмотренного главным образом тем, что имеет плоскую нижнюю крышку, на которой размещены спи- ральные электронагреватели. Глава 9 РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ НА ПРОЧНОСТЬ 9.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Расчет на прочность проводится в целях определения основ- ных размеров конструкции (толщины стенки, диаметра шпиль- ки и т. д.) и ее геометрических очертаний, определения допу- стимого числа циклов нагружения и ресурса эксплуатации. Критериями для оценки прочности элемента являются: разру- шение (вязкое и хрупкое), пластическая деформация по всему сечению детали, потеря устойчивости; возникновение остаточ- ных изменений фор/мы и размеров, приводящее к невозможно- сти эксплуатации конструкции, макротрещин при циклическом нагружении. Элементы оборудования ЯЭУ рассчитывают в соответствии с нормами расчета на прочность элементов реакторов, пароге- нераторов, сосудов и трубопроводов АЭС, опытных и исследо- вательских ядqpныx реакторов и установок, которые распрост- раняются на элементы реакторов, парогенераторов, сосудов и трубопроводов первого и второго контуров. Нормы не распро- страняются на сосуды второго контура вместимостью не более 25 л, у которых произведение вместимости., л, на рабочее дав- ление, МПа, составляет не более 20,0 (20 кДж), а также на сосуды второго контура с диаметром не более 150 мм и тру- бопроводы второго контура с наружным диаметром 76 мм и менее. На оборудование, не nqpe4H^eHHoe в нормах, распро- страняются Правила Госгортехнадзора. По особенностям конструкции и расчета на прочность эле- менты (Оборудования ЯЭУ можно разделить на следующие ос- новные группы: корпуса и> трубные доски, трубопроводы, разъ- емные соединения, валы, диски, лопатки. 490
Нормы распространяются на корпуса, трубопроводы, разъ- емные соединения и валы машинного оборудования. Основными расчетными режимами являются: а) затяг шпи- лек; б) пуск; в) стационарный режим; г) работа системы ава- рийной защиты; д) изменение мощности реактора; е) останов- ка; ж) нарушение нормальных условий эксплуатации!; з) ава- рийная ситуация. Нарушение нормальных условий эксплуатации — любое от- клонение от проектных эксплуатационных режимов, связанное с выходом из строя какой-либо регулирующей системы, тру- бопровода внутри сосуда, невозврата предохранительного кла- пана и т. д., при котором возможна эксплуатация реактора до ликвидации этого отклонения. Аварийная ситуация — нарушение проектных эксплуатаци- онных режимов, связанное с разрушением одного из элемен- тов .контура с радиоактивным теплоносителем, последствия ко- торого могут привести к разрушению корпуса реактора и тре- буют обеспечения безопасности людей. Номинальное допустимое напряжение принимается при рас- четной температуре стенки, в качестве которой используют среднеарифметическое значение температур наружной и внут- ренней поверхностей стенки в наиболее нагретом участке эле- мента. Расчетную температуру крепежных деталей полагают равной максимальной температуре рабочей среды. В качестве расчетного давления р принимается значение, соответствующее 90% максимального давления при срабаты- вании предохранительных клапанов и других защитных уст- ройств. Для защиты от коррозии детали из углеродистой m низко- легированной стали плакируют коррозионно-стойкими мате- риалами-. При определении размеров толщину плакирующего слоя не учитывают. В качестве номинального допустимого напряжения элемен- тов из углеродистых и, низколегированных и аустенитных ста- лей и хромоникелевых сплавов, на которые распространяется действие «Норм расчета на прочность оборудования и трубопро- водов атомных энергетических установок», принимают меньшее из двух значений Ы = <*&1пв или foj = o'0f2/fl0i8, где /г5=2,6; /г0,2=1,5; овг и о^2 — предел прочности и предел текучести, Па; пв и п0,2 — запасы по пределам прочности и те- кучести. Элементы оборудования ЯЭУ (сосуды и трубопроводы) по- сле изготовления подвергаются гидроиспытаниям. Давление при гидроиспытаниях рГ должно быть не менее определенного 491
по формуле /7Г=1,25/7[С^/[0Н]Ч где f°Hfr и [°н]/р—номинальные допустимые напряжения при тем- пературе гидроиспытаний и рабочей температуре. Расчет на прочность проводят с учетом давления гидроис- пытаний. Нормы расчета на прочность предусматривают два вида расчетов: предварительное определение основных размеров элементов и подробный поверочный расчет. При предвари- тельном определении раз?меров сложная конструкция разделя- ется на простые элементы — цилиндрические и конические оболочки, сферические, эллиптические и плоские днища и •крышки, патрубки и штуцера — и находится необходимая тол- щина стенки в зависимости толуко от основной внешней на- грузки, например дав'ления. При выполнении пюверочного рас- чета учитывают все типы нагрузок (давление, температурные напряжения и т. д.), проводят расчет на циклическую проч- ность, допустимое число циклов и амплитуду напряжений. 9.2. ВЫБОР ТОЛЩИНЫ СТЕНОК ОБОЛОЧЕК, ДНИЩ И КРЫШЕК Как указывалось выше, сложная конструкция расчленяет- ся на простые элементы, и определяется необходимая толщи- на стенки элемента с учетом только давления. Номинальная <то,Лщини стенки должна быть не менее рассчитанной по при- веденным в табл. 9.1 формулам. В приведенных в таблице ^формулах добавка, м, c=Ci+c2+Cz+Ca, где С\ — минусовый допуск на толщину стенки; с2—допусти- мое утоне'ние стенки вследствие коррозии-; с3— утешение по условиям изготовления; с4 — утонение стенки на гибах труб. Коэффициент <р — минимальный коэффициент прочности элемента, ослабленного отверстиями или сварным швом. От- верстия без усиливающих элементов в виде приварных, утол- щенных (с толщиной стеики, превышающей необходимую по •расчету на внутреннее давление) штуцеров и накладок счита- ются неукрепленными, как и отверстия, в которых развальцо- вываются трубы. Для неукрепленных отверстий при г =- > 1,0; 2 + d/|/Dc(5H- с) * |/dc(5„- с) 1,6 при 0,2 < г L= <1,0; l,4 + d/|/Dc(SH-c) v ' |/Dc(SH-c) .1,0 при d <0,2, I £>c(Sh— С) 492
Таблица 9.1. Формулы для расчета толщины стенок элементов конструкции Элемент Расчетная формула Цилиндр Конус SH = pD Н 2<?[он]-р SH-c + с; D <0,30 А = РРл 2<р [ан] cos а — р + с; 0,1 >-Ji—^ 0,005; а<45° Штуцера и трубы v;////)^ V//SM \/////////////Л Ян Плоское днище или крышка pD D 4<р[ан] — р 2Л с; h SH— с ->0,2; —«U SH = PAi 2<f [ан]+^ S„ — с + с; D 0,2 s«=/cd/t4: tf = 0,60 493
Продолжение табл. 9.1 Элемент Г, К ££ S ,\ f е>1 -*Ь '//////Л ц 1 V ///| (о —=э л [ . 1 V^ZZZZZXZZZ т ^ Н 1 I 1 1 1 7ZZZ/ZZ. /г V * ■ 'ZZA - р—"^ * f L А^ ^ W f \| и: и YZZZZZZZZZA 1 kxxh^i 1<X4V\1 .^ J* * Расчетная формула /С =0,45(1 — 0,23 5/5н), но /С>0,35 tf = 0,35 К = 0,6, D = D6 \л\ул N|K\ ^ Й у\ ^1 **d 1 й^^ *П Лсп 1 \х1 27 '( ' V f гя s з 6' Днища и крышки: без отверстия с отверстием К =0,45, D = DC /С = 0,5 #0=1,0 /)<0,35, К0= 1 — 0,43d/Z), 0,35 <d/D^ 0,75, /С = 0,85 494
Рис. 9.1. К расчету диаметра отверстия \ F* где Dc= (Z)H+^)/2 — средний диаметр оболочки. Расчетный диаметр отверстия d принимается в соответст- вии со схемой на рис. 9.1. Диаметр неукрепленного отверстия •не должен превышать следующих значений: ^пред 2(l/?-l)VDc(SH-c) при ср<2/3; (\fi/?-l94)]/Dc(SH-c) при 2/3 < у < 1,0; \092VDc(SH-c) при <р=1Д В случае необходимости отверстия укрепляются накладками или утолщенными штуцерами. Площадь учения укрепляющих элементов плоскостью, про- ходящей через ось отверстия, где S0=SH ПРИ Ф=1 и с=0. Для укрепленного отверстия 9' = ? [1 + 2//(2SH VDc(SH-c))]. Если расстояние между двумя отверстиями l^2yDc(SH—с), то такие отверстия рассматриваются как образующие ряд. В случае продольного ряда отверстий (рис. 9.2) <p=(/-d)/d, поперечного (окружного) cp=2(/i—d)llu где I и h — продольный и поперечный шаги расположения от- верстий. При шахматном расположении отверстий принимают наи- меньшее значение ср из трех найденных в продольном направ- лении, в поперечном и по диагонали. Коэффициент прочности по диагонали Ср: = 1- 1 г)//'-^(тЬ)'- V'l + т* где т=5/а; a=l/2; b=h/2. Коэффициент прочности сварного соединения, выполненно- го в соответствии с «Правилами устройства и безопасной экс- 495
ф-з^ф-ф I -«—»■ Ось сосуда -ф а) ■Ф- *«/ Ф--1-Ф "Ф Фг f) гФ -ф- ' ') Рис. 9.2. Схемы расположения отверстий: а — продольное; б — поперечное; в — продольно-поперечное (шахматное) плуатации оборудования атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов», принимают равным Ф=1. Для цилиндрических оболочек под наружным давлением из условий смятия определяют критическую длину L*p = l92DcVDJ(SH-c) и допустимое давление [р]=0,5£рКр. Критическое давление Sn-c 'кр 2а. кр m Коэффициент g принимается меньшим из двух значений: £ = 0,7 или Б=У (1+Л), где X=ai0u2hKp. Критическое напряжение Dc J LIE для L > L, кр> 9 \d~) для -Y<L<L«p> где £ — модуль упругости, Па. Допускается использование обо- лочек при L>LKp, но при обязательном условии р^[р]. В качестве расчетной длины L для гладкой цилиндрической оболочки принимается расстояние, равное сумме длины обо- лочки, длины отбортованных частей и одной трети высоты каж- дого днища, а при наличии фланцев —расстояние между флан- цами. При обтекании труб потоком теплоносителя возникают пульсации давления. На трубы начинают действовать знакопе- ременные силы, которые возбуждают их вибрацию. Если ча- стота этих вибраций совпадает с собственной частотой трубы в среде теплоносителя сос, то произойдет резкое увеличение ам- 496
плитуды вибр&дий, которое может привести к разрушению теп- лообменника. \ Вибрации труб могут быть вызваны: 1) гидродинамическими силами, возникающими из-за турбулентных пульсаций давле- ния потока, — турбулентное возбуждение; 2) гидродинамичес- кими силами, обусловленными отрывом от труб вихрей (вихри Кармана), — вихревое возбуждение; 3) гидродинамическими силами, возникающими при перемещении труб из равновесного положения в пучке и их гидроупругом взаимодействии с пото- ком, — гидроупругое возбуждение. Вибрации труб, связанные с турбулентным возбуждением, возникают и при продольном, и при поперечном обтекании, од- нако этот вид возбуждения опасен только при больших скоро- стях теплоносителя. При умеренных скоростях движения теп- лоносителя, характерных для большинства теплообменных ап- паратов ЯЭУ, турбулентным возбуждением вибраций можно пренебречь. Вихревое и гидроупругое возбуждения характерны преимущественно при поперечном обтекании труб (угол набега- ния—от 10 до 90°). Частота отрыва вихрей <ок при поперечном обтекании оди- ночной трубы в диапазоне 3-102<Re<2-105 (Re=dHu/v) опре- деляется из условия примерного постоянства числа Струхаля: Sh=a)KdH/^0,2, где dH — наружный диаметр трубы; и — средняя скорость в уз- ком сечении пучка. При частоте отрыва, близкой к частоте собственных колебаний трубы (ос, происходит синхронизация частот, т. е. частоты отрыва вихрей и колебаний трубы совпа- дают. Зона синхронизации имеет диапазон 0,9<<ок/сос<1,3. Наибольшую опасность вибрации составляют именно в зо- не синхронизации. Частота собственных колебаний независимо от вида крепле- ния труб в опорах определяется по формуле где С — константа, определяемая способом крепления труб; Е — модуль упругости; / — момент инерции сечения трубы; /=(я/64) (dH4—d4), d — внутренний диаметр трубы; т — масса на единицу длины трубы, равная сумме массы трубы и присо- единенных к ней масс теплоносителя в межтрубном простран- стве и внутри трубы; / — длина трубы между соседними опо- рами. Значения константы С зависят от способа крепления концов труб и колебательной формы (номера гармоник) и могут быть приняты по табл. 9.2. 32—7000 497
Таблица 9.2. Константа С для определения частоты собственных колебаний трубы / Род крепления концов труб Оба заделаны Один заделан, другой опирается Оба опираются ^ С при колебательных формах I 22,37 15,42 9,87 II 61,67 49,97 39,48 III 120,91 104,24 88,83 IV 199,88 178,24 157,90 V 298,56 272,02 246,74 Частоту отрыва вихрей от первых рядов коридорных пучков при Si/dR=s2/dB>l,l5 по рекомендации А. А. Жукаускаса можно описать уравнением Sh=0,2+exp [—1,2 (Si/dH) *8J, а для первого ряда шахматного пучка — уравнением Sh=xi {0,2+ехр [—0,44 (si/dH)18]}, где (099а/Ь при а/Ь>1; *1 = [ 0,9 {а/Ь)1-1 при alb<\\ a=si/dH; b=s2ldH\ s\ — поперечный шаг; s2 — продольный шаг расположения труб. Рассмотренное вихревое возбуждение вибраций характерно для умеренных скоростей теплоносителя. При больших скоро- стях потока превалируют гидроупругие вибрации. Если из-за ка- ких-либо причин (турбулентных пульсаций, отрыва вихрей) труба смещается на значительное расстояние от положения равновесия, то мгновенно изменяются поля скоростей и давле- ний по периметру трубы. Возникает гидродинамическая сила, направленная поперек потока, и труба начинает колебаться. Для определения критической скорости, при которой возни- кают эти вибрации, получена зависимость w/(cocdH)=/C[(m6)/(pdH2)J0'5, 0*0 где р — плотность жидкости; 6 — логарифмический декремент затухания колебаний; К — константа; т — суммарная масса на единицу длины трубы. Для теплоносителя с малой вязкостью (вода, жидкие ме- таллы) и при малых амплитудах присоединенная масса на единицу длины трубы определяется выражением Л*п=СтРЯ^н2/4, где ст — коэффициент инерции, зависящий от компоновки труб в пучках: 498
для одинокой трубы сш=\\ для пучка tey6 с треугольной или квадратной компоновкой _j6,8-4(5l/dH) при 51/£f<l,4, ^m ~~11,295 — 0,096 (5l/dH) при sjd^ 1,4. Константа К также зависит от расположения труб в пучке и определяется выражением /С=0,829+1,67 (st/dH) • Суммарное демпфирование труб в пучках определяется ло- гарифмическим декрементом 6=0,2^-0,3. Важными элементами теплообменных аппаратов являются коллекторы и плоские трубные доски. Коллекторы рассчитыва- ются по рассмотренной выше методике как ослабленные отвер- стиями цилиндрические оболочки. Необходимая толщина плоской трубной доски с незащемлен- ными трубами определяется по формуле 5Н = SHjV?, где SHo — толщина днища, не ослабленного отверстиями, м. Коэффициент прочности при треугольном расположении от- верстий ф=0,935—0,65Л//Т.Д; при квадратном расположении отверстий ф=0,975—0,68с?//т.д. Для обеспечения надежной развальцовки труб толщина трубной доски, мм, должна быть не меньше SMHH=5+0,125d. Для компенсации температурных удлинений используют компенсаторы различной конструкции. Простейший из них — линзовый (рис. 9.3). Ряд последовательно соединенных линз образует сильфон. Осевое смещение, м, на одной линзе под действием осевой силы Pz А=0,58-10-2 (т~У3 I^L m2(m+l) ES* ' где т=(/?н/^в; Rh и Rb — радиусы наружного и внутреннего цилиндров компенсатора, м; S — толщина стенки линзы. Максимальное напряжение от осевого смещения, Па, = _3 ES& 8 /?нК^(1-1//п)3/2, 32* 499
Рис. 9.3. Схема линзового ком* Рис. 9.4. Схема разъем- пенсатора ного соединения с само- уплотняющейся клино- вой прокладкой Максимальное напряжение, Па, от равномерного давле- ния р Р ' \ т Я„ ) 52 Эти формулы справедливы при (Rn—RB)/r>2,5. Здесь г — ради- ус скругления линзы, м. Подробный расчет сильфонных компенсаторов изложен в «Нормах расчета...» 9.3. РАСЧЕТ РАЗЪЕМНОГО СОЕДИНЕНИЯ Детали соединения согласно нормам должны работать в ус- ловиях, когда явлениями ползучести можно пренебречь (Гмакс^ ^775 К для аустенитных сталей, Гмакс^625 К для перлитных). Характерные конструкции соединений были показаны на рис. 6.32. Расчету подлежат: усилия начальной затяжки шпилек, уси- лия в шпильках и прокладке в условиях гидроиспытаний и экс- плуатации, напряжения в шпильках. При расчете усилий, возникающих в шпильках, необходимо задаться некоторой базовой поверхностью (например, аа на рис. 9.4, совмещенной с упорным буртом) и относительно этой поверхности определять размерные цепи элементов при рас- смотрении напряженного состояния узла соединения. В данном случае имеем две размерные цепи: 1—шпилька от торца гайки до корпуса длиной 1\ и корпус длиной 12 от торца до сечения аа; 2 — втулка длиной /3, нажимной диск длиной /4, прокладки дли- ной /5 и крышка длиной U. Очевидно, что добавление в размер- ные цепи элемента корпуса ниже сечения аа на результатах расчета не отразится. 500
Таблица 9.3. Давление обжатия прокладки Материал прокладки Паронит Мягкий алюминий Мягкий никель, медь Мягкая сталь Сталь Х18Н9Т Жидкие среды q0, МПа 10+Р 40 50 70 80 100 т 1,5 2,0 2,5 3 3,5 Воздух, пар, пароводяная смесь q0, МПа 18+Р 80 100 130 150 200 т 2,5 3,5 4,5 5,0 6 1 Газы с высокой про- никающей способ- ностью (водород, гелий) Яо» МПа 100 150 180 200 250 т 4 5 6 7 8 При расчете разъемного соединения определяют усилие на- чальной затяжки Qo, которое должно обеспечить необходимое начальное обжатие прокладки и сохранение герметичности при гидроиспытаниях и в рабочих условиях, т. е. Qo>Pot; Qo>PnP.r+(l-x)Pr; Qo>PnP.p+(l-%)PP-Qt, где Роб — усилие, необходимое для обжатия прокладки, Н; Рпр.г и Рпр.р — усилия на прокладку, обеспечивающие герме- тичность при гидроиспытаниях и при рабочем давлении, Н; Рр и РТ — усилия в шпильках от гидростатического давления в рабочих условиях и при гидроиспытаниях соответственно, Н; Qt— усилие в шпильках, вызванное температурными деформа- циями, Н; х — коэффициент нагрузки. Усилие Po6=3iDn.cpbqo, где Дт.ср и Ъ — средний диаметр прокладки и ее ширина, м; q0— необходимое давление на прокладку при обжатии, Па. Значения q0 определяют в зависимости от материала про- кладки, рабочей среды и рабочего давления (табл. 9.3). Значения ширины прокладки принимаются в соответствии с данными табл. 9.4. Усилия на прокладку, кроме клиновой самоуплотняющейся, Pnp.r=nDn.Hbmpr; РПр.р=лОпнЬтрр, где Dn.H — наружный диаметр прокладки, м. Для клиновой самоуплотняющейся прокладки * np.rz=/np.p== 0. Усилия от гидростатического давления Яр = *Яп.н/7р/4; Pr = *Dn.„/?r/4. Усилие Qt определяется выражением Qt={Al2—Mi)/2K 501
Таблица 9.4. Рекомендации по выбору прокладки Вид прокладки Условная ширина bQ, м Эффективная ширина Ь, м \Ч\ЧЧЧ\\\Ч £ max j 62sin а 1 К tg а *i 60 при &0<0,01 м; 0,011/б0/0,01 при &о>0,01 м где Д/1=а]/1ДГ1+а2/2А7,2; Л/2=аз/зА7,з+а4/4Д7,4+а5/5АГ5+аб/бА7,6; а — коэффициент линейного расширения материала, К-1; / — длина соответствующего участка, м; AT — изменение температу- ры участка от затяжки до рабочего состояния, К; A/i — суммар- ное линейное расширение шпильки и корпуса между опорным буртом (сечение аа) и нижним торцом гайки (сечение bb), м (см. рис. 9.4); Л/2 — суммарное линейное расширение втулки, нажимного диска, прокладки, крышки на участке от бурта кор- пуса (сечение аа) до торца гайки (сечение bb), м; 2jA=Ain"~г~Ав i ^п> Яш, А*, Яп—коэффициенты податливости шпильки, втулки, про- кладки соответственно. Коэффициент податливости прокладки А-п== *п/£п-» п, где /п = /б—высота прокладки; Fn = nDn,cpb— площадь попереч- ного сечения прокладки. Коэффициент податливости шпильки {1ш+0№ш)/(гЕшрш), где 1Ш=1{ — свободная длина шпильки от торца гайки; dm — диаметр стержня шпильки; Fm—площадь поперечного сечения одной шпильки; Z — число шпилек. 502
Коэффициент податливости втулки (шайбы) где /в=/з —высота втулки; /7в=я/)СрвЬв — площадь поперечного сечения втулки; Ьв — ширина втулки. Коэффициент нагрузки % представляет собой отношение ко- эффициента податливости прокладки к сумме коэффициентов податливости прокладки, шпильки и втулки: Х=W (Яп+Хш+^в). По найденным значениям начальной затяжки находят уси- лия в шпильках Qm и на прокладке Qnp. Усилия в шпильках при затяжке Qm=Qo; при гидроиспытаниях Qm.r=Qo-\-%Pr\ в рабочих условиях Qm.p=Qo+%Pp+Qt. Усилия в прокладке при затяжке Qnp=Qo; при гидроиспытаниях для клиновой прокладки QnP=Qo+x^r; при гидроиспытаниях для других видов прокладок QnP==Q-(l-x)Pr; в рабочих условиях для клиновой прокладки Qnp=Q0+xPp+<3,; в рабочих условиях для прочих видов прокладок Qnp=Q0_(l-x)Pp-fQ,. Для клиновой прокладки кроме осевого усилия определяют радиальную силу: #np=Qnp/tga. Крутящий момент при затяжке гаек ключом MK=ZQ0dolZ, где £=0,10; 0,13; 0,18 соответственно для поверхностей чистых со смазкой, чистых без смазки и грубых со смазкой, грубо об- работанных без смазки. При затяжке шпилек с предваритель- ным разогревом или вытяжкой Мк=0. 503
Напряжение растяжения в шпильках o=Qm/(FmZ). Напряжение кручения x=MK/WK; №к=0,196^ш3. Напряжение среза резьбы %=Qml{nd\hZ). Найденные напряжения сравниваются с допустимыми. 9.4. РАСЧЕТ ВАЛА Валы машин ЯЭУ рассчитываются на статическую прочность, выносливость (запас по пределу усталости), жесткость (макси- мальный прогиб), критическую частоту вращения. Расчет ведет- ся по максимальным нагрузкам, даже если они кратковременны. Поэтому для насосов, например, расчет проводят для режима нулевой подачи, когда максимальны радиальные силы, и в оп- тимальном режиме, когда наибольший крутящий момент. Расчетными нагрузками являются: сила тяжести вала и всех закрепленных на нем деталей, крутящий момент, передаваемый валом машины, нескомпенсированное осевое усилие на ротор машины, нескомпенсированное радиальное усилие на ротор, дис- балансные нагрузки вала. Крутящий момент, Н-м, MK=Nfa, где N — мощность на валу, Вт; со — угловая скорость, рад/с. Определение некомпенсированных осевых и радиальных уси. лий рассмотрено в гл. 7. Дисбалансные нагрузки возникают при несовпадении центра тяжести детали с осью вращения. Для устранения или снижения дисбалансных сил и моментов прово- дят статическую и динамическую балансировку роторов. Оста- точный дисбаланс, Н-м, для валов с малой частотой вращения (п< 15-^-20 с-1) не должен превышать величины D=242.10"2 G//z2, а при частоте вращения п> 15-^-20 с-1 — величины D= 1,04-10"3 G/n, где G — масса ротора, кг; п—частота вращения, с-1. Балансировочные плоскости рекомендуется выбирать в соот- ветствии со схемами на рис. 9.5, а моменты дисбалансов в ба- лансировочных плоскостях 1 и 2 определятся соотношениями 3 Di=Db/(a + b); D2=Da/{a + b), где а и Ь— расстояния балансировочных плоскостей от центра тяжести ротора, м. 504
й{ 1 а "* *1 ,ц.т. Ь * *" 2 Д //// л ■& 1 /ЛУ> й* ЦТ. 1 or *—*■ V//S & ц.т. ц.т. Рис. 9.5. Схема расположения балансировочных плоскостей (ц. т. — центр тяжести) Запас прочности по статической нагрузке определяется при совместном действии изгиба и кручения: Лег = а0.2/УЧ2 + 4хк2. Нормальное напряжение изгиба и сжатия (растяжения), Па, o*=MJW*±Prlf, (9.1) где Мн — изгибающий момент, Н-м; WK— момент сопротивле- ния изгибу, м3; /—площадь сечения вала, м2; Р—осевая сила, н. Касательное напряжение кручения Тк=Мк/\Гк, (9.2) где WK — момент сопротивления кручению, м3. Для сплошного круглого сечения И?и^0,1 d3, WK^0,2d3, d — диаметр вала. м. Запас по статической прочности должен быть не менее следующих значений: °оУвБ До °'55 0,55—0,7 0,7—0,9 Пет 1,5 1,8 2,2 Запас прочности по пределу усталости определяется исходя из амплитуд и средних значений нормальных и касательных напряжений с учетом концентрации напряжений на проточках, галтелях, уступах вала: пус = njijV п\ + п\, где запас прочности по нормальным напряжениям (9.3) л = о ■—1 Ч -7-0а+фоО„ запас прочности по касательным напряжениям k т е /г, = т. -1 Г-Та + Фттт ; 505
а_! и т-1 — пределы усталости материала, Па; kG, kx — эффек- тивные коэффициенты концентрации; еа, ет-—коэффициенты, учитывающие масштабный фактор; я)^, ^% — коэффициенты, учи- тывающие влияние асимметрии цикла напряжений; аа, та — амплитуды напряжений цикла, Па; ат, тт — средние значения напряжений цикла, Па, соответственно. Амплитуда нормальных напряжений аа равна статическому напряжению изгиба и определяется по формуле (9.1) с учетом только массы вала и посаженных на него деталей. Эти нагрузки постоянны по модулю и направлению относительно вращающе- гося вала. Среднее нормальное напряжение от определяется по формуле (9.1) с учетом остаточного момента дисбаланса и вызывающих изгиб вала осевых сил; например, при парциальном подводе пара на ступени турбины D=am/WH+PJf. Среднее касательное напряжение равно касательному напря- жению кручения статической нагрузки тт=тк и определяется по формуле (9.2). В качестве переменной составляющей каса- тельного напряжения рекомендуется принимать величину ха= =0,25 тк. Значения эффективных коэффициентов концентрации kG и kx изменяются в пределах примерно 1,5—2,5. Их значения приве- дены в нормах. Ориентировочно для валов с проточками, для галтелей и для валов с посаженными на них деталями можно принять &ст=£т^2, а для валов со шпоночными пазами kG=lfi и &х=1,4. Коэффициенты б0 и 8т в первом приближении могут быть приняты равными единице. Величины г|)а и а|)т при ав*<50-107 Па принимаются равными нулю, а при 50- 107<ав'<75- Ю7 Па 1^=0,05 и \|)т=0. Для определения пределов усталости материалов можно вос- пользоваться соотношениями а_1=0,5аБ/; t_i = 0,29 (Хв*. Найденный по формуле (9.3) запас усталостной прочности для машин первого контура должен быть не менее 2,5, для ва- лов машин второго контура он может быть понижен до 1,6—1,8. При первом, ориентировочном определении диаметра вала, необходимого для передачи крутящего момента MKt Н-м, можно воспользоваться соотношением (9.2), приняв в качестве допу- стимого касательного напряжения [т] =0,05 ав', т. е. d = ^Mk/0,2[tJ. 506
Расчет жесткости вала — определение прогиба — проводится с целью избежать таких перемещений вала, при которых нару- шится нормальная работа машины, произойдет закусывание подшипников, задирание уплотнений, соударение деталей. Прогиб ступенчатого вала в отдельных сечениях определяет- ся по формуле о г=1 о где М\ — изгибающий момент от единичной силы, приложенной в месте и в направлении деформации вала, Н-м; М — изгибаю- щий момент от внешних нагрузок, Н-м; i — номер участка вала, на котором сечение и аналитические выражения для моментов от нагрузок остаются неизменными; U — длина i-ro участка, м; U — момент инерции сечения t-ro участка, м3; £=*//* — относи- тельная координата сечения по длине i-ro участка. Деформации вала удобно определять графоаналитическим методом, который мы рассмотрим ниже при определении критической частоты вра. щения. Допустимые прогибы валов обычно находятся в пределах (2-4-5) • 10~4 длины пролета между опорами и зависят от зазоров в уплотнениях. Предельный допустимый перекос в подшипниках качения составляет от 0,0016 рад для конических роликопод- шипников до 0,005 рад для сферических самоустанавливающих- ся подшипников, а для подшипников скольжения определяется по формуле e=(Z)„-d)/i„, где Dn, Ln — диаметр и длина расточки подшипника соответст- венно, м; d — диаметр шейки подшипника, м. Вал, несущий несбалансированную массу, при вращении с некоторой частотой колеблется, прогиб вала достигает макси- мального значения. Эта частота равна частоте собственных ко- лебаний и называется критической частотой вращения пкр. При увеличении или уменьшении частоты вращения по сравнению с критической колебания прекращаются и вал продолжает ра- ботать спокойно. В зависимости от конструкции вал может иметь несколько критических частот вращения. Если рабочая частота вращения меньше первой критической частоты вращения п< <яКрь вал называют жестким; если же п>пкри вал называют гибким. В энергомашиностроении используют валы как жест- кие, так и гибкие. Для жестких валов рекомендуется п^0,7пкри а для гибких 1,25 nKPi<n<0J /iKp/+i- В насосах первого контура используются только жесткие валы, удовлетворяющие условию 507
Рис. 9.6. К построению упру- гой линии вала Первую критическую частоту вращения определяют по фор- муле якр = 2я 2 т1 у) (9.4) где rtij — масса /-го участка вала, кг; уу — стрела прогиба цен- тра тяжести этого участка, м. Использование в машинах дрос- сельных уплотнений и подшипников скольжения приводит к не- которому увеличению первой критической частоты вращения по (равнению с определенной по формуле (9.4). Для нахождения пкр необходимо найти упругую линию вала интегрированием уравнения d2y/dx2=—MJEI. (9.5) Для этого воспользуемся графоаналитическим методом. Рас- смотрим построение упругой линии двухопорного, двухконсоль- ного вала (рис. 9.6). Заменим опоры вала реакциями RA и /?б. Разобьем вал на Z участков, каждый из которых имеет посто- янный диаметр, а реакции опор приложены на границах участ- ков. Силы тяжести участков с размещенными на них деталями заменим равными им силами Gb G2, ..., Gt ..., приложенными в центрах тяжести соответствующих участков, и направим их так, чтобы получить упругую линию с наибольшими стрелами прогибов — в нашем случае необходимо выбрать противополож- ное направление сил на консолях и в пролете между опорами. 508
Далее численно проинтегрируем уравнения (9.5). Для этого по- следовательно определяем: перерезывающую силу на участке вала, Н, Qi=Q<-x+Gi\ (9.6) приращения по длине вала А//, м, принимая их от начала участка до сечения, где приложены силы G2, и от места прило- жения силы до конца участка; приращения изгибающего момента на участке, Н-м, AMi=QiMi; (9.7) изгибающий момент в начале i-ro участка, Н-м, Afi=Af,-,+AAf/; (9.8) жесткость участка вала при изгибе, Н-м, Elf, вторую производную упругой линии вала, м, _^_=-^L; (9.9) Же,* EIt среднее приращение первой производной упругой линии, м, л ( й \ l Mi , Mirx\ А/, . ^ШгУ-ётт+ж^)—' (9л0) среднее значение первой производной упругой линии на уча- стке, м, (4)г!4)н+»Щ.,: <9-»> среднее приращение прогиба на участке, м, Ду« = dy \ , / dy {■ dK Jt~i~ \ dx /i+1 Alt (9.12) значение прогибов в сечениях приложения сил, м, #=#-1+ДЙ-1. (9.13) При определении первой производной (9.11) и координат упругой линии (9.13) необходимо знать производную и прогиб в начале первого участка, т. е. (dy/dx) и у\. Так как их значение не известно, то рассматривают упругое состояние вала при за- данном характере нагружения, но при (dy/dx)l = 0 и у\=0. Ор- динаты прогибов в этом случае обозначаем у. Для определения действительных значений прогибов строим линию y=f{x). При этом масштабы по х и по у могут быть выбраны независимо друг от друга. Значения действительных прогибов в сечениях опор А и Б равны нулю: ул=0 и Уб=0. 509
Через точки на линии прогибов в сечениях А и В проводим прямую линию cd, от которой и будем отсчитывать действи- тельные значения прогибов. 9.5. РАСЧЕТ ДИСКОВ И БАРАБАНОВ Основные нагрузки, действующие на вращающиеся диски и барабаны, — центробежные силы. Если толщина барабана не- велика по сравнению с диаметром, барабан рассчитывают как свободно вращающееся кольцо малой толщины и определяют только тангенциальные напряжения а/,*. Из условия уравнове- шивания центробежной силы тангенциальными напряжениями получим где р — плотность материала барабана, кг/м3; и=Гб(д — линей- ная скорость вращения барабана, м/с. Если к поверхности барабана приложено дополнительное напряжение, например за счет укрепленных на нем лопаток, то к Gt,k добавляется дополнительная составляющая а^а=аг,а/"б/бб. Суммарное напряжение барабана Ot=Ot,k-\-Oi,a. Здесь Гб — радиус наружной поверхности барабана, м; бб — тол- щина барабана, м; Сг,а = Рл/(2лГбу)] Рл — суммарная центробежная сила от закрепленных на бара- бане деталей (лопаток и т. д.) на ширине барабана у, м. Во вращающемся диске под действием центробежных сил возникает радиальное аг, Па, и тангенциальное а*, Па, напря- жения, связь между которыми описывается дифференциальны- ми уравнениями d(ryer)/dr—rot+p(o2r2y=0; (9.14) * dot/dr+ (1+|л) atl'r=iidor/dr+ (l+|i) or/r, (9.15) где jx — коэффициент Пуассона; у — ширина диска на радиусе г, м. Для диска постоянной толщины решения уравнений (9.14) f (9.15) имеют вид С2 /О I ..ч Р<°2 .2. О, г = Сг ^--(З+ч). 8 г2 8 (9.16) где Е — модуль упругости, Па; С\9 Сг — постоянные интегриро- вания. 510
В частном случае для сплошного диска постоянной толщи- ны с внешним радиусом г% при r=0 ar=ot и при г=г2 аг=0, тогда °г = Р<°2 Г/Q I ..Wr 2 [(3 + ^)(r22-r2)j; °<-—(a + w^ з+fx rj' Для диска постоянной толщины с центральным отверстием радиусом гх при г=гх ог=0 и при г=г2 аг=0, тогда 3 + и 2 г22 + >ч2 — г2 3 + Ц 2 8 г 2 , г 2 1 + 3[Х 2 , ГХ*Г£ 1 Напряжения для других частных случаев диска постоянной толщины получаются из общих решений (9.16) при соответ- ствующих граничных условиях. В практике энергомашиностроения достаточно широкое рас- пространение получили диски равного сопротивления ar=ot= -— const. Из уравнения (9.14) получаем изменение ширины дис- ка в зависимости от радиуса у = у2ехр\^(г22 — г2)], где у2 — ширина диска при r=r2; o=or=ot = const. Запас прочности для дисков по пределу прочности принима- ется равным пв=2-^-3. Наличие боковых лопаток в радиальных колесах может быть учтено увеличением эффективной плотности диска прибавлени- ем к массе диска массы лопаток. Наличие лопаток на перифе- рии диска осевого колеса учитывается введением в граничные условия (7г2>0. Величина о>2 определяется по центробежной си- ле от действия лопаток, равномерно распределенной по пери- метру диска, подобно тому, как это делалось выше при расчете барабана. 9.6. РАСЧЕТ ЛОПАТКИ ОСЕВОЙ СТУПЕНИ Лопатки осевых ступеней рассчитываются на растяжение центробежной силой от собственной массы и массы бандажа и на изгиб от силы взаимодействия с рабочим телом. Лопатки при температуре свыше 620—770 К (минимальный предел зависит от материала) должны рассчитываться на длительную проч- ность и на ползучесть. Кроме того, определяют частоту собст- венных колебаний лопатки. Во избежание явления резонанса 511
частота собственных колебаний не должна совпадать с частотой внешних сил, возбуждающих колебания лопатки. Рассмотрим кратко расчет на растяжение центробежной си- лой и изгиб. У коротких лопаток с постоянным по высоте про- филем наибольшее напряжение растяжения возникает в корне- вом сечении лопатки, Па: аР>к=2ры2/в, где и — линейная скорость на среднем радиусе ступени, м/с; Q=d/l; d, /—средний диаметр и высота лопатки соответствен- но, м. Для лопаток с произвольным изменением профиля по ра- диусу центробежная сила находится численным интегрирова- нием по высоте лопатки: РЦ = Р<»2 J f(r)rdr, где f(r)—площадь сечения профиля лопатки на радиус г, м2. Напряжение растяжения в корневом сечении СГр,к = Рц//к, где /к — площадь корневого сечения, м2. Для лопатки с линейным законом изменения профиля °р.к^Р g—и > где mn=fn/fK; /п — площадь периферийного сечения лопат- ки, м2. При наличии бандажа прибавляется центробежная сила массы бандажа Рц,бь приходящаяся на одну лопатку, и на- пряжение растяжения аР|к=(Яц+Рц,б1)//к. При взаимодействии лопатки с рабочим телом на нее дей- ствует сила Р, вызывающая изгиб лопатки. Определение силы Р и ее составляющих Ри и Рг рассмотрено в гл. 7. Лопатку мож* но рассматривать как консольно закрепленную балку с рас- пределенной нагрузкой. Для коротких лопаток распределение нагрузки считают равномерным, и изгибающий момент в кор- невом сечении, Н-м, м„.к=ве//2. Для определения направления изгиба необходимо найти по- ложение главных осей инерции, проходящих через центр тяже- сти профиля 0, £—£ — ось минимального момента инерции /Мин и т]—т] — ось максимального момента инерции /Макс Ось | — £ с достаточной точностью может быть принята параллельной 512
хорде профиля (рис. 9.7, случай тур- бинной лопатки), а ось г\—т]—пер- пендикулярной ей. Тогда напряжения изгиба на кромках корневого сечения на вогнутой стороне (cxh.k)kp=Mh.k/i/ /мин, В СПИНКе (0и.к)сп=Ми.к/2// мин, где U и U — расстояние от рассматривае- мых точек сечения Сь С2 и D до оси £—£. Величины 1\ и 12 считаются положительными, если они лежат с вогнутой стороны спинки профиля Рис 9.7. Силы, изгибающие {на стороне сжатия). лопатку Полное напряжение в корневом сечении лопатки с учетом растяжения и изгиба ак = СГр,к+(7и.к. Длинные закрученные лопатки переменного по длине сече- ния профиля рассчитывают, разделив всю высоту на отдельные участки, в пределах которых можно считать приблизительно постоянным и сечение профиля, и его положение в пространст- ве, а также равномерное распределение нагрузки. Для каждо- го участка, начиная с вершины лопатки, определяют изгибаю- щий момент и его положение в пространстве. Каждый последу- ющий участок рассчитывают при постоянной распределенной нагрузке и при известном изгибающем моменте на верхней границе участка. По изгибающему моменту в корневом сечении определяют напряжения на входной и выходной кромках и на спинке лопатки. Частота импульсов, вызывающих колебания лопаток, равна или кратна частоте вращения ротора, причем коэффициент кратности i может быть любым целым числом 2, 3, 4 (с увели- чением i опасность колебаний уменьшается). Резонансная час- тота вращения ярез, при которой амплитуда колебания лопаток достигает максимального значения, может быть найдена по формуле Ярез = Wl^, где V —частота колебания лопатки, с-1; В — коэффициент про- порциональности между частотой вращения вала и частотой колебаний лопаток, вызванных вращением: Я=1,57гк//+0,193. Для консольно заделанной лопатки переменного профиля со свободным концом V = 2п V—. 33—7000 513
где а = 3,5161/'-О'193'-0' V 1— 0,807v— О, -0,493*' 1к-К 807х-0,493х' /к х- ь x, = 7l(J^_M! ,_£(.*!._,„) Для надежной работы необходимо, чтобы при малых i число лРез не совпало с рабочей частотой вращения п. Рекомендуется п—през Ап = — >0,15 при i = 2; Дя^0,08 при i = 3; Дл$Ю,06 при i=4 и т. д. Критериями прочности лопаток являются предел текучести ао,2, предел усталости а_ь предел ползучести апл и предел длитель- ной прочности адл. Ползучесть металла принимается во внимание при температуре свыше 700 К для жаропрочных перлитных сталей и свыше 750—790 К для аустенитных сталей. Под пре- делом ползучести обычно понимается величина о' ^ под пре- делом длительной прочности — величина о£10,. В качестве коэффициентов запаса могут быть приняты /г0,2=2; /гПл=1,3; Лдл=2.
Часть третья ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК Глава 10 СИСТЕМЫ АВАРИЙНОГО РАСХОЛАЖИВАНИЯ И ЛОКАЛИЗАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ НА ЯЭУ 10.1. СИСТЕМЫ РАСХОЛАЖИВАНИЯ События, происшедшие на Чернобыльской АЭС в 1986 г., показали, что обеспечение комплекса мер по безопасности, в первую очередь радиационной безопасности, — одна из важней- ших задач, которая должна быть решена при проектировании установки в целом и ее наиболее ответственного элемента — ядерного реактора. При нормальной эксплуатации и при ком- бинации различного рода аварийных ситуаций, включая мак- симально опасную аварию, при которой может произойти поте- ря теплоносителя первого контура, выбросы радиоактивных ве- ществ в окружающую среду не должны превышать уровней, установленных санитарными нормами. Высокая степень радиационной безопасности современных ЯЭУ достигается выполнением сложного комплекса мероприя- тий и жестких требований при изготовлении и монтаже обору- дования, при проектировании ЯЭУ (в особенности реакторной установки), правил эксплуатации и контроля. Тем не менее каждая ЯЭУ имеет специальные системы, которые даже в слу- чае наиболее опасных аварийных ситуаций, хотя и маловероят- ных, должны свести их последствия к приемлемому минимуму. Понятно, что аварийные системы ЯЭУ могут быть ни разу не использованы за весь срок службы установки — это идеальная ситуация, однако согласно современным представлениям они обязательны для каждой установки. Одно из принципиальных отличий ядерного реактора от других источников тепловой энергии — длительное неуправляе- мое выделение тепла в активной зоне вследствие распада про- дуктов деления после прекращения цепной реакции деления. Этот процесс предопределяется конструкцией гетерогенных ре- акторов, в которых продукты деления остаются в активной зо- не до момента выгрузки отработавшего топлива. 33* 515
Снижение тепловыделения в остановленном реакторе, про- работавшем достаточно большое время, приближенно описыва- ется следующим выражением: W(/)=0,065Wo/-°'2, где N(t)—тепловая мощность реактора в момент времени /;. No — тепловая мощность реактора до его остановки; t — время после остановки реактора, с. Поэтому реактор любого типа и назначения, проработавший некоторое время, требуется «рас- холаживать» (охлаждать )до тех пор, пока интенсивность выде- ления тепла не упадет до достаточно низкого уровня. В этом случае выделяющееся тепло будет рассеиваться в окружающую среду и недопустимого перегрева наиболее ответственных внут- риреакторных элементов конструкций не произойдет. Расхолаживание реактора может быть осуществлено устрой- ствами нормальной эксплуатации ЯЭУ и устройствами и систе- мами аварийного расхолаживания, которые работают только в случае отказа устройств нормальной эксплуатации. Расхолаживание реактора при нормальной эксплуатации ЯЭУ не вызывает никаких принципиальных трудностей в уста- новках любых типов и назначений. Этот режим работы регла- ментирован соответствующими правилами и инструкциями по эксплуатации и периодически выполняется персоналом в соот- ветствии с графиком работы. Например, расхолаживание бло- ка АЭС с реактором РБМК осуществляется в следующей после- довательности: в начальный период расхолаживание произво- дится за счет сброса naj>a из сепараторов в конденсаторы тур- бин через быстродействующее редукционное устройство (БРУ-К) или через подобное устройство в барботеры (БГУ-Б) и техно- логические конденсаторы (рис. 10.1). Имеется возможность сброса пара в деаэраторы турбин (через БРУ-Д). При сниже- нии температуры в контуре многократной принудительной цир- куляции до 453 К (давление приблизительно 1,0 МПа) в рабо- ту включаются два насоса расхолаживания СЭ 800—100 с по- дачей 800 м3/(ч-с) и напором 1,0 МПа. Вода забирается от во- дяных перемычек барабанов-сепараторов пара и поступает в доохладители продувки, где охлаждается до 323 К. Затем по трубопроводам возврата продувочной воды она поступает в смесители питательного узла. В доохладителях вода охлажда- ется водой промежуточного контура с расходом 2120 м3/ч. По мере спада остаточного тепловыделения в активной зоне реак- тора расход контурной воды в доохладителях сокращается пу- тем прикрытия задвижек на напоре насосов или отключением одного из насосов расхолаживания. Расхолаживание двухконтурной ЯЭУ с реактором ВВЭР-440 производится примерно в такой же последовательности. При температуре воды в первом контуре 473—513 К и давлении 516
От сепараторов I БРУ-Б V' П . I i гттту ' \1| I I И I I II L/ г г- БРУ-Д ■-1 7 ■Р О О СИ БРУ-К\ I/ БРУ-/0 ТМ\ ц-е ■р-ьэ -ж --Ж /( сепараторам Рис. 10.1. Схема сброса пара при остановке реактора РБМК: / — барботер; 2 — турбогенератор; 3 — конденсатор; 4^- деаэраторы; насос с электроприводом; 6 — конденсатный насос; 7 — технологический 5 — питательный конденсатор 5,0 МПа отключаются все ГЦН и осуществляется переход на естественную циркуляцию воды через реактор. От номинальных параметров пара до температуры 393—403 К первый контур расхолаживается в паровом режиме. Пар с парогенераторов сбрасывается в конденсаторы турбин. Парогенераторы подпи- тываются аварийными питательными насосами из деаэраторов турбин. При достижении температуры в первом контуре при- мерно 393 К эффективность парового расхолаживания стано- вится очень низкой и происходит переход на водо-водяной ре- жим расхолаживания. Паровая трасса от парогенератора до технологического конденсатора заполняется водой из деаэра- торов турбин, и начинает работать один насос расхолаживания. Первый контур охлаждается до температуры 323—333 К на выходе из активной зоны реактора. Устройства и системы аварийного расхолаживания должны срабатывать в тех ситуациях, когда отвод тепла из активной зоны реактора указанными выше способами невозможен. Этих причин может быть несколько, и на основе их анализа можно выбрать наиболее надежную схему для аварийного расхолажи- вания. Наиболее сложно осуществить аварийное расхолаживание в случае внезапной и быстрой потери теплоносителя первого 517
контура. Подобная авария может произойти, например, в уста- новках с реакторами ВВЭР при разрыве главной циркуляцион- ной петли (максимальная проектная авария). В реакторах РБМК в качестве наиболее серьезной аварии рассматривается возможный разрыв главного напорного коллектора или одного из групповых коллекторов, через которые вода поступает в тех- нологические каналы активной зоны. В реакторах с газовым охлаждением разуплотнение первого контура в любой его ча- сти также приводит к полной или частичной потере давления теплоносителя. Понятно, что во всех указанных случаях для предотвращения перегрева элементов активной зоны необходи- мо использовать систему аварийного расхолаживания. Ситуа- ция может стать еще более сложной, если одновременно с по- терей теплоносителя произойдет обесточивание ЯЭУ — через небольшой промежуток времени, определяемый выбегом, пере- станут работать циркуляционные насосы. Таким образом, система аварийного расхолаживания любо- го ядерного реактора должна удовлетворять следующим требо- ваниям: 1) обеспечивать отвод остаточного тепловыделения в ак- тивной зоне реактора; 2) в необходимых случаях частично или полностью компен- сировать утечку теплоносителя из первого контура в началь- ный момент аварии (если теплоносителем является вода); 3) для повышения надежности иметь двух- или более крат- ное резервирование; 4) иметь автономные источники энергии для привода собст- венных циркуляционных устройств. Рассмотрим принцип построения и работу систем аварийно- го расхолаживания некоторых ЯЭУ. Система аварийного рас- холаживания реактора РБМК способна обеспечить отвод оста- точного тепловыделения при разрыве любого трубопровода кон- тура многократной принудительной циркуляции, включая пол- ный разрыв напорного коллектора диаметром 900 мм. В момент разрыва расход утечки воды составит примерно 46 т/с. Система состоит из трех взаимосвязанных подсистем (рис. 10.2): основ- ной /, вспомогательной подсистемы // и подсистемы длительно- го расхолаживания ///. Основная подсистема предназначена для охлаждения ава- рийной половины активной зоны при разрыве трубопровода любого диаметра одного из двух независимых контуров много- кратной принудительной циркуляции вплоть до момента вклю- чения в работу подсистемы длительного расхолаживания. В со- став подсистемы входят гидроакумулирующие емкости с запа- сом воды около 120 м3 и подключенные к ним газовые баллоны для передавливания воды в реактор. Давление газа в балло- нах—свыше 10,0 МПа, объем газа 155 м3. Из емкостей ох- 518
Ряс. 10.2. Система аварийного охлаждения реактора РБМК: / — сепаратор; 2 —реактор; 3 — групповые коллекторы; 4 — напорный коллектор; 5 к 6 — правый и левый коллекторы САОР лаждающая вода подается в левый или правый коллектор си- стемы аварийного расхолаживания по отдельным трубопроводам диаметром 300 мм, на которых установлены нормально от- крытая запорная арматура, обратный клапан и быстродейст- вующие клапаны. Из коллектора системы аварийного расхола- живания вода поступает в групповые коллекторы основного контура и затем в каналы аварийной половины реактора. Вклю- чение основной подсистемы в работу происходит путем откры- тия быстродействующего клапана при появлении сигнала повы- шения давления в помещениях, где проходят трубопроводы контура многократной принудительной циркуляции (признак раз- рыва контура), или любого из двух сигналов: снижения уров- ня воды в сепараторах или снижения перепада давления меж- ду сепаратором и напорным коллектором — признаки выбора аварийной половины контура. Таким способом исключается включение аварийной системы при любых других авариях, не связанных с разгерметизацией контура реактора. Вспомогательная система способна обеспечить охлажде- ние 40—43 каналов, подключенных к одному групповому кол- лектору в случае его разрыва до обратного клапана. Подсисте- ма построена по тем же принципам. Однако запас воды здесь равен 5 м3. Давление выдавливающего воду газа близко к дав- лению в контуре (около 8,5 МПа), что исключает излишний выброс воды через неаварийные коллекторы. Открытие быстро- действующего клапана, включающего подсистему в работу, 519
-tx*- |-аю-| го ASSSSSSSSSM rv* -Ф-*- s- 520
Рис. 10.4. Схемы реакторных контуров с ВВЭР-440 (а) и ВВЭР-1000 (б): t — реактор; 2 — циркуляционный насос; 3 — парогенератор; 4 — компенсатор давления; 5 — гидроаккумулирующая емкость САОЗ производится по сигналу повышения давления в помещениях контура циркуляции теплоносителя. Основная и вспомогатльная подсистемы обеспечивают ава- рийное охлаждение активной зоны в течение 2 мин с момента начала рассматриваемых аварий. За это время в работу вклю- чается подсистема длительного расхолаживания, в состав ко- торой входят специальные аварийные насосы и баки с запаса- ми воды. Подсистема обеспечивает в течение первого часа рас- ход воды через аварийную половину реактора не менее 500 м3/ч. По мере снижения тепловыделения в реакторе расход снижается до 90—100 м3/ч. На рис. 10.3 приведена принципиальная схема энергоблока с реактором РБМК-1500. В отличие от реактора РБМК-ЮОО система аварийного охлаждения реактора РБМК-1500 сущест- венно модернизирована — увеличены ее производительность и аккумулирующая способность баллонных подсистем, введены новые элементы безопасности (ограничительные вставки с по- перечным вдувом, смесители в раздаточных групповых коллек- торах и др.)- В процессе совершенствования корпусных реакторов с водой под давлением и с кипящей водой подход к проектированию систем аварийного охлаждения активной зоны (САОЗ) суще- ственно изменился. В установках первого поколения предусмат- ривалась лишь компенсация утечек из первого контура за счет воды, запасенной в компенсаторе давления (рис. 10.4,а). В ре- акторах ВВЭР-440 при образовании течи в первый контур по- Рис. 10.3. Принципиальная схема АЭС с РБМК-1500: / _ реактор; 2 — топливный канал; 3 — труба водяной коммуникации; 4 — труба паро- водяной коммуникации; 5 — сепаратор; 6 — опускная труба; 7 — всасывающий коллек- тор; 8 — ГЦН;' 9 — байпас; 10 — напорный коллектор; // — запорно-регулирующий кла- пан- 12 — раздаточный групповой коллектор; 13 — паровой коллектор; 14 — паросброс- ный клапан: 15 — система локализации авар.ий; 16 — запас воды САОР; 17 — регулятор давления; 18 — турбогенератор; 19 — конденсатор; 20 — сепаратор-пароперегреватель; 21 — конденсатный насос; 22 — подогреватель; 23 — деаэратор; 24 — аварийный пита- тельный электронасос; 25 — питательный электронасос; 26— смешивающий подогреватель: 27 — конденсатосборник; 28 — конденсатный насос сепаратора-пароперегревателя; 29 — регулятор уровня;<30 — гидроаккумулирующий узел САОР; 31 — насос САОР; 32 — коллектор САОР; 33 — быстродействующий клапан САОР; 34 — ограничитель течи 521
Рис. 10.5. Принципиаль- ная схема аварийной борной системы реактора ВВЭР-440: / — насосы аварийной под- питки через чехлы приводов СУЗ; 2 — насосы спринклер- ной установки: 3 — тепло- обменники спринклерной Установки; 4 — приямок сброса раствора борной кислоты; 5 — зона патруб- ков в шахте реактора; 6— кольцевой бак защиты; 7 — уровень раствора борной кислоты; 8 — бак аварийно- го запаса раствора борной кислоты; 9 — подвод борной воды и дистиллята; 10 — насосы аварийной подпитки через петли дается раствор борной кислоты, что гарантирует ядерную без- опасность в аварийных ситуациях. На рис. 10.5 показана принципиальная схема аварийной борной системы реактора. В систему входят две независимые группы насосов аварийной подпитки первого контура. Одна группа насосов подает раствор борной кислоты из бака с ава- рийным запасом в реактор через чехлы СУЗ в крышке реакто- ра, а другая — непосредственно в трубопроводы первого кон- тура. В каждой группе два рабочих насоса и один резервный. В 70-х годах сложилось мнение, что САОЗ корпусных реакторов должны обеспечивать охлаждение активной зоны при разрыве главного циркуляционного трубопровода первого контура с од- новременным обесточиванием циркуляционных насосов. Разра- 522
ботанные САОЗ включают в себя пассивные и активные элемен- ты. Принципиальная схема САОЗ и система локализации реак- тора ВВЭР-1000 показаны на рис. 10.4,6. Пассивными элементами являются гидроемкости, находя- щиеся под давлением газа (воздуха или азота). Теплоноситель автоматически поступает в первый контур, если давление в нем падает до установленного уровня (ниже 5,0 МПа). Через 15—30 с после возникновения аварийной ситуации в работу включаются насосы высокого давления. К этому времени гид- роемкости уже опорожняются. Поскольку остаточное тепловы- деление в активной зоне за указанное время снижается до 2— 3 % номинальной мощности, производительность насосов высо- кого давления равна примерно 1/10 расхода, создаваемого гид- роемкостями. Через несколько минут в работу включаются на- сосы низкого давления, обеспечивающие съем остаточного теп- ловыделения в течение длительного времени. Залив борирован- ной воды осуществляется по замкнутому циклу. САОЗ может подключаться непосредственно к корпусу реактора через спе- циальные трубопроводы в зоне патрубков (см. рис. 10.4,6) или к холодной части петель первого контура. Все указанные системы обязательно дублируются, если в них нет активных компонентов, и выполняются тройными, если есть активные компоненты. Отметим, что подсистемы гидроаккумуляторов считаются активными из-за наличия в них обратных или быст- родействующих клапанов. Системы аварийного расхолаживания реакторов на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем должны обладать еще более высокой надежностью по сравнению с рассмотренными выше системами с водным теплоносителем. Это обусловлено очень высокой энергонапряженностью активной зоны и тепло- физическими свойствами натрия. Действительно, если принять за начальный уровень остаточного тепловыделения 5% номи- нальной мощности реактора, то при энерговыделении на номи- нальном режиме 500—1000 МВт/м3 остаточное тепловыделение составит 25—50 МВт/м3. Такой уровень характерен, например, для номинального режима кипящих водо-водяных реакторов. Резкие изменения расхода натрия могут привести к перегреву или тепловым ударам в элементах реактора, особенно в мас- сивных элементах, и вызвать их разрушение. Поэтому системы аварийного расхолаживания (рис. 10.6) в данном случае долж- ны обеспечить не только отвод остаточной теплоты (количест- венный фактор), но и согласование скорости и времени измене- ния мощности установки и расхода теплоносителя при различ- ного рода «планируемых» аварийных ситуациях (качественный фактор). Для реакторов на быстрых нейтронах максимальной плани- руемой аварией является полная потеря электрического пита- 523
Рис. 10.6. Принципиальные схемы систем аварийного расхолаживания реакто- ров на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем БОР-60 и БН-350 (а), SNR (б), «Феникс» (в): /—-активная зона; 2 — бак реактора с натрием; 3 — теплообменник аварийного расхо- лаживания; 4 — газодувка воздуха; 5 — теплообменник первого — второго контуров ния как от внешних, так и от собственных аварийных источни- ков энергоснабжения; полная потеря теплоносителя считается событием невероятным. На случай полной потери питания предусматриваются аккумуляторные батареи, посредством ко- торых осуществляется привод электродвигателей ГЦН в тече- ние примерно 1 ч после аварии. В дальнейшем теплота отво- дится естественной конвекцией или через теплообменники второго контура в воздух, или через специальный контур ава- рийного охлаждения. Такой контур может быть расположен как в корпусе реактора, так и вне его, например на наружной поверхности корпуса (рис. 10.6,в). Системы аварийного расхолаживания проектируемых и строящихся ВТГР существенно проще аналогичных систем рассмотренных выше типов реакторных установок, что связано со следующими особенностями ВТГР: 1) физически невозмож- на полная утечка теплоносителя из первого контура при лю- бой аварийной ситуации — возможен сброс давления с 4,0— 5,0 МПа до давления под защитной оболочкой или даже в слу- чае ее разрушения до атмосферного давления; 2) с применени- ем твэлов на графитовой основе существенно повышается температура разрушения твэла (температура сублимации гра- фита 3800 К) и значительно увеличивается теплоемкость еди- ницы объема активной зоны реактора (в активной зоне при- мерно 0,9 т графита на 1 м3). Последнее обстоятельство очень важно, так как даже при полном отсутствии теплосъема опас- ный уровень температур в активной зоне из-за остаточного теп- ловыделения достигается примерно через 1—2 ч после потери давления и остановки реактора. Кроме того, с применением корпусов давления из предварительно напряженного железобе- тона в сочетании с интегральной компоновкой оборудования 524
Рис. 10.7. Система аварийного расхолажи- вания реактора HTR-1160 (ФРГ): 1 — газодувка воздуха; 2 — теплообменник вода- воздух; 3 — компенсатор объема; 4 — циркуля- ционный насос водяного контура; 5 — резервный насос; 6 — теплообменник гелий — вода; 7 — обратный клапан; 8 — газодувка контура аварий- лого расхолаживания; 9 — гелиевые независимые .контуры аварийного расхолаживания; 10 — парал- лельные петли; // — контур охлаждения двига- теля газодувки; 12 — контур отвода тепла в воз- дух первого контура практически исклю-' чается элемент внезапности при .аварии с утечкой теплоносителя. Ввиду указанных особенностей ВТГР системы аварийного расхола- живания в данном случае предпола- гается выполнять в виде независи- мых контуров, располагаемых внут- ри корпуса реактора и включаемых параллельно основному оборудованию (рис. 10.7). Каждый контур системы аварийного расхолаживания (обычно их не менее двух) имеет собственный теплообменник рас- холаживания и собственную газодувку с независимым от энергопитания ЯЭУ приводом дизель-генератором, паровой или водяной турбиной. Для отвода остаточного тепловыделе- ния, начиная с уровня примерно 1% номинальной мощности реактора, можно использовать и систему охлаждения бетонного корпуса реактора, имеющую высокую надежность. 10.2. СИСТЕМЫ ЛОКАЛИЗАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ АВАРИЙ В случае возникновения аварийной ситуации, при которой разгерметизируется первый контур ЯЭУ, возникает , задача о локализации последствий аварии. Системы локализации должны полностью исключить возможность попадания радио- активных веществ в окружающую среду. \ В состав системы локализации входят две группы устройств: герметичные помещения и боксы в здании АЭС, а также гер- метичная защитная оболочка для всего оборудования первого контура и системы, обеспечивающие внутри герметичных поме- щений и оболочки определенное расчетное давление, т. е. пред- охраняющие их от разрушения при аварии, связанной с поте- рей теплоносителя. Последние системы обязательны для уста-, новок с водным теплоносителем. На первых ВВЭР-440 и всех РБМК герметичная защитная оболочка не обязательна. Все оборудование первого контура расположено в связанной системе боксов за биологической за- щитой реактора. При появлении течи теплоносителя в одном из «боксов давление в нем возрастает. Когда давление достигает 525
Рис. 10.8. Система аварий- ного расхолаживания и ло- кализации аварий корпус- ного кипящего реактора с защитной оболочкой: / — защитная оболочка; 2 — бассейн-барботер; 3 — емкость САОЗ; 4— корпус реактора; 5— спринклерные установки; 6 — отвод пара на турбину; 7 — подвод питательной воды; 8 — теплообменник определенного значения, обычно не более 0,5 МПа, срабаты- вают предохранительные клапаны и подключается следующий бокс и т. д. Современные корпусные реакторы с водой под давлением и кипящие как обязательный элемент системы безопасности со- держат герметичную защитную оболочку (рис. 10.8). Изготов- ленная из предварительно напряженного железобетона (реже из стали) оболочка может принять в полном объеме весь теп* лоноситель из первого контура. С этим связана ее значитель- ная вместимость (до ~105 м3). При аварии давление в обо- лочке может достигать 0,4—0,5 МПа. Подобные оболочки установлены, например, на последних реакторах .ВВЭР-440 и реакторах ВВЭР-1000. По форме оболочки чаще всего цилинд- рические, хотя могут быть и сферическими. Как отмечалось выше, для поддержания определенного дав- ления внутри герметичных помещений на АЭС используются специальные системы. Спринклерные системы производят впрыск воды в аварийные помещения. Испаряясь, эта вода от- водит теплоту от попавшего в результате аварии в данное помещение теплоносителя первого контура, т. е. способствует его конденсации. Спринклерные установки в зависимости от места расположения могут иметь различную производитель- ность. Наиболее мощная система работает внутри защитной оболочки. Например, производительность спринклерной систе- мы на реакторе ВВЭР-1000 составляет 850 т/ч. В состав спринклерных систем зходят также емкости с водой и специ- альные спринклерные насосы. 526
Рис. 10.9. Принципиаль- ная схема системы лока- * лизации для реактора > типа РБМК: 1 — спринклерные установ- _. ки: 2 — боксы: 3 — пом еще- |^ ния нижних водяных ком- I муникаций и раздаточных I групповых коллекторов; 4— |" клапаны; 5 — парораспреде- I лительный коридор; 6—об- I ратные клапаны; 7 —трубы; I 8 — теплообменник системы I аварийного охлаждения ре- I актора: 9 — теплообменник I спринклерной системы; 10— 1_ бассейн-барботер Для полного исключения ситуаций, при которых радиоак- тивный пар может попасть в атмосферу, на АЭС предусматри- вают барботеры — теплообменники смешения, в которых про- исходит конденсация радиоактивного пара. На одноконтурных АЭС с кипящими реакторами несколько барботеров способны принять полный расход пара, вырабатываемого реактором. В этом случае барботер представляет собой герметичный ме- таллический сосуд объемом 150—200 м3, на 2/3 заполненный водой. После прохождения быстродействующего редукционного устройства через распределительные гребенки пар сбрасывает- ся в воду. В нижних помещениях АЭС, под шахтой реактора могут быть расположены бассейны-барботеры, в которые сбрасывает- ся пар из аварийных боксов и помещений. На рис. 10.9 пред- ставлена принципиальная схема локализации аварий реактора РБМК. Использован замкнутый контур циркуляции воды в спринклерной системе и бассейне-барботере, исключающий возможность выхода радиоактивности в окружающую среду. Съем тепла осуществляется технической водой через теплооб- менник спринклерной системы. Заметим, что бассейн-барботер здесь используется также в качестве хранилища воды подсис- темы длительного расхолаживания реактора (см. рис. 10.2). Система локализации аварий реактора РБМК-1500 в отли- чие от описанной выше располагается в отдельно сооруженных башнях. Она имеет барботер бассейного типа, в который посту- пает парогазовая смесь из прочноплотных боксов, подреактор- ного помещения, реакторного пространства и паросбросных устройств безопасности. Камера выдержки воздуха и других неконденсирующихся газов расположена над пароприемной камерой. Она оборудована системой вывода смеси на установ- ку очистки газов и подвода чистого воздуха.
Глава 11 СИСТЕМЫ ОЧИСТКИ И ПОДПИТКИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ 11.1. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОТЕКАЮЩИЕ В КОНТУРАХ ЯЭУ . Ядерный реактор является мощным источником ионизирую- щего излучения, теплоноситель оказывает коррозийное воз- действие на конструкционные материалы. С этими явлениями связаны физико-химические процессы, протекающие в контурах ЯЭУ. Радиационные процессы в первом контуре. 1. Образова- ние новых нуклидов. При взаимодействии ионизирующе- го излучения с теплоносителем и находящимися в нем при- месями образуются радиоактивные нуклиды, служащие до- полнительным источником активности, что приводит к повы- шенной радиоактивности самого теплоносителя. Условно раз- личают газовую, осколочную активность теплоносителя, а так- же активность примесей в теплоносителе. Газовая активность водного теплоносителя вызывается об- разованием радиоактивных нуклидов, например, по следую- щим реакциям: 160(р, a)13N; 160(л, p)16N; 170(ai, p)17N; 180(/г, т)190; "О (л, p)i*F; 2Н(я, y)3H(T). Наибольшую опасность из новообразованных нуклидов пред- ставляет нуклид азота 16N. Накопление трития может проис- ходить также в результате реакций 10В(л, 2а) Т; 6Li(n, а)Т, первая из которых может иметь место при регулировании ре- активности реактора с помощью раствора борной кислоты, а вторая — при использовании гидроксида лития для поддер- жания щелочной реакции теплоносителя и нейтрализации бор- ной кислоты. Активация примесей вносит существенный вклад в радиоак- тивность теплоносителя. Речь идет прежде всего о естествен- ных примесях: растворенных в теплоносителе солях натрия, кальция, магния и др. Одним из нуклидов, вносящих сущест- венный вклад в радиоактивность примесей, является 24Na с пе- риодом полураспада 15 ч, который излучает высокоэнергетиче- ские у-кванты. Образуется этот нуклид по реакциям 23Na(Ai, v)24Na; 24Mg(/z, p)24Na; 27А1(я, a)24Na. В связи с такого рода активацией примесей водный теплоноси- тель первого заполнения, так же как и подпиточная вода, дол- жен быть не только умягчен, но деионизирован. 528
Введенные для разных целей в первый контур вещества также могут активироваться. Так, в СССР получило распространение добавление в теп- лоноситель едкого кали при регулировании реактивности реак- тора, при этом образуется радиоактивный нуклид 42К с перио- дом полураспада 12,4 ч по реакции 41К(я, у)42К. Однако содержание 41К в природной смеси не превышает 6,9%, поэто- му вклад активности 42К в общую активность теплоносителя мал. Активность теплоносителя повышается также вследствие коррозии активированных материалов активной зоны и актива- ции продуктов коррозии конструкционных материалов контура в процессе их миграции через активную зону. Основные реак- ции, по-которым происходит активация продуктов коррозии, приведены в § 13.3. Радиоактивные примеси могут осаждаться в различных местах контура и тем самым сильно затруднять обслуживание оборудования. Осколочная активность теплоносителя является результатом попадания продуктов деления ядерного топлива при работе с поврежденными твэлами. Обычно различают две стадии по- вреждения твэлов: 1) газовые неплотности, когда в теплоноси- тель попадают нуклиды благородных газов (криптона, ксено- на) и осколки деления, летучие при рабочей температуре твэ- лов (иод, бром, цезий); 2) повреждения, сопровождающиеся контактом топлива с теплоносителем, что может привести к по- паданию в контур нелетучих нуклидов (молибдена, церия и др.), не говоря уже о возможном выносе в контур частиц топ- лива. Последние, как и примеси в теплоносителе, загрязняют первый контур. 2. Радиолиз водного теплоносителя — это про- цесс разложения воды под действием ионизирующего излуче- ния. Вследствие специфических условий, характерных для ре- акторной установки (высоких температур, дополнительных химических добавок в теплоноситель первого контура), процесс радиолиза может изменяться. Если для радиолиза чистой воды при низкой температуре реакция имеет вид 2Н2О^Н202+Н2, то, например, для первого контура реакторов с водой под дав- лением радиолиз идет по реакции 2Н20^2Н2+02, а в кипящих реакторах радиолиз протекает в условиях, особо благоприятствующих разложению водного теплоносителя, так как водород и кислород удаляются вместе с паром и концен- трация продуктов радиолиза в водной фазе стремится к ^улю. 34—7000 529
Кроме водорода Н2, кислорода 02 и перекиси водорода Н202 при радиолизе воды могут образовываться также Н, ОН, Н02 и др. Обычно радиолиз водного теплоносителя не вызыва- ет изменений его физико-химических свойств, однако следует иметь в виду возможность вторичных неблагоприятных явлений в результате радиолиза: отрицательное влияние некоторых продуктов разложения воды на коррозионную стойкость конст« рукционных материалов; возможность образования взрывоопас- ной смеси кислорода и водорода; отрицательное влияние газо- образных продуктов разложения на условия теплопередачи и на реактивность реактора. Бороться с этими неблагоприятными факторами .можно, вводя в теплоноситель водород, который при концентрации больше 30 мл/кг практически полностью подавляет процессы радиолиза воды. Для поддержания необходимой концентра- ции водорода, обеспечивающей подавление радиолиза, в кон- тур, как правило, вводят аммиак, в результате разложения которого по реакции 2NH3^3H2+N2 создается необходимая концентрация водорода в водном /теп- лоносителе. Подавить радиолиз можно и гидразином. Если его ввести в контур, то гидразин в первую очередь будет реагировать с гидроксидами железа: 4Fe (ОН) 3+N2H4->4Fe (ОН) 2+4H20+N2; 4Fe(OH)2+02 + 2H20+4Fe(OH)3. Скорость этих реакций (фактически косвенного поглощения кислорода гидразином) весьма высока даже при низкой тем- пературе. Возможно и прямое взаимодействие кислорода с гидрази- ном: N2H4+02^N,+H20. Гидразин взаимодействует и с другими продуктами коррозии конструкционных материалов контура: 6Fe203+N2H4-^N2+2H20+4Fe204; 2Cu20+N2H4->4Cu+2H20+N2; 2CuO+N2H4^2Cu+2H20+N2. Избыток гидразина разлагается: 3N2H4-HtNH3+N2; 3N2H4->2NH3+3H2+2N2. 530
Химические процессы в контуре. Основные химические про- цессы в контуре связаны, главным образом, с коррозией кон- струкционных материалов и появлением отложений на тепло- передающих поверхностях. Из наиболее важных видов корро- зии реакторных материалов следует упомянуть межкристал- литную коррозию аустенитных нержавеющих сталей, связан- ную с уменьшением содержания хрома по границам зерен по сравнению с их центрами, а также коррозионное растрескива- ние под напряжением. С повышением содержания в водном теплоносителе кислорода и хлорид-иона значительно увеличи- ваются скорости протекания этих коррозионных процессов. В ряде случаев повышенное содержание кислорода может вы- звать ускоренную коррозию и у циркониевых сплавов, особен- но в щелочной среде. Очень важной характеристикой теплоносителя, от которой зависят скорость и вид коррозии, характер коррозийного про- цесса, количество переходящих в воду продуктов коррозии, их дисперсный состав, является значение рН, характеризующее активность водородных ионов. Наиболее заметно влияние рН теплоносителя на коррозию сталей перлитного класса и алю- миния: с повышением рН до 9—10 можно снизить в несколько раз и скорость коррозии, и скорость перехода продуктов кор- розии в воду. Однако превышение этих значений может при- вести в некоторых случаях к щелочному растрескиванию ста- лей. ^_ Осаждения на теплопередающих поверхностях обусловлены также солями жесткости, что особенно важно для кипящих ре- акторов. Наиболее опасны разного рода отложения на поверх- ностях твэлов, поскольку они ускоряют коррозию их оболочки. Чтобы снизить вредное влияние описанных процессов, не- обходимо при эксплуатации ЯЭУ поддерживать концентрации различных примесей в теплоносителе на определенном уровне, что требует значительных усилий, затрачиваемых на очистку теплоносителя. Разнообразные физико-химические процессы контура с теп- лоносителем имеют место и при использовании газообразных и жидкометаллических теплоносителей. В жидкометаллический теплоноситель могут попадать металлические и неметалличе- ские примеси (продукты коррозии конструкционных материа- лов, различные газы, проникающие в контур и реагирующие с теплоносителем и конструкционными материалами). Примеси в жидкометаллическом теплоносителе могут в ряде случаев привести к закупорке узких проходных сечений в активной зоне. . В газообразный теплоноситель может проникать влага из второго контура, что ведет к коррозии конструкционных мате- риалов. Кроме того, возможно взаимодействие некоторых газо- 34* 531
вых теплоносителей, например С02, при определенных темпе- ратурах с замедлителем (графитом), что ухудшает теплофизи- ческие свойства теплоносителя и т. д. Все физико-химические процессы, протекающие в контурах с теплоносителем, должны быть строго учтены при создании и эксплуатации ЯЭУ. Чтобы избежать попадания в теплоноситель послемонтаж- ных загрязнений, а также чтобы убедиться в высоком качестве монтажных работ, перед началом эксплуатации ЯЭУ произво- дят подготовку и очистку контуров. Суть этой операции рас- смотрим на примере АЭС с реактором ВВЭР. На первом этапе проводятся гидравлические испытания контура, которые за- ключаются в проверке герметичности контура, заполненного водным теплоносителем, последовательно при давлении 3,5; 12,5 и 14,0 МПа, а также в проверке прочности при давлении 17,5 МПа (рабочее давление примерно 14,0 МПа) с последую- щим инспекционным осмотром контура. После гидравлической проверки герметичности контура и прочностных испытаний проводится его циркуляционная про- мывка, которая наряду с очисткой и отмывкой контура от пос- лемонтажных загрязнений обеспечивает создание на внутрен- них поверхностях контура защитной оксидной пленки. Цирку- ляционную промывку производят последовательно холодным (до 370 К) hi горячим (до 530 К) теплоносителем. Во время промывки обеспечивается предварительное снятие гидравличе- ских характеристик реактора и петель. 11.2. ОЧИСТКА ВОДНОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ Водный режим реакторов и парогенераторов. Водный ре- жим реакторов стремятся вести таким образом, чтобы при- остановить или свести к приемлемой интенсивность тех физико- химических процессов в контурах, которые неблагоприятно влияют на ход эксплуатации ЯЭУ. Прежде всего — это разно- образные коррозионные процессы, а также возрастание радио- активности теплоносителя и оборудования контура вследствие активации различных примесей. Ведение водного режима в значительной степени зависит от тнпа реактора. Для реакторов ВВЭР в настоящее время широ- ко используется для регулирования реактивности борная кис- лота, которая вводится в теплоноситель. Она химически устой- чива в радиационных условиях, хорошо растворима в воде, слабо влияет на коррозионные процессы. Однако в ее присут- ствии возрастают переход продуктов коррозии в воду, а также рН теплоносителя, что может увеличивать скорость коррозии сталей. Поэтому для нейтрализации борной кислоты в контур вводится щелочь, либо едкое кали (в СССР), либо гидроксид лития (за рубежом). Для поддержания требуемой концентра- 532
ции водорода, который необходим для подавления процессов радиолиза, в состав теплоносителя добавляют аммиак. Такой водный режим называют смешанным аммиачно-калиевым ре- жимом при борном регулировании. Он получил весьма широ- кое распространение. Приведем нормы качества теплоносителя для ВВЭР при таком водном режиме: рН . . . . . . 5,7-10,2 Концентрация: кислорода, мг/кг ^0,01 хлорид-иона, мг/кг ^0,1 водорода, мл/кг 30—60 продуктов коррозии в пересчете на катион железа, мг/кг: при стационарном режиме ^0,2 при переходных режимах <Д,0 борной кислоты (в зависимости от состояния активной зоны), г/кг 0—13,0 ионов калия, лития и натрия, мг-экв/кг 0,05—0,3 аммиака, мг/кг ^5,0 Содержание кислорода и хлорид-иона нормируется для уменьшения скорости коррозии конструкционных материалов, содержание водорода —для подавления процессов радиолиза воды (см. § 11.1). Содержание продуктов коррозии ограничи- вается прежде всего из-за возможности их активации, а также из-за возможности появления отложений на поверхности твэ- лов. Нуклиды щелочных металлов также подвержены актива- ции; кроме того, перещелачивание теплоносителя в ряде слу- чаев может привести к щелочному растрескиванию сталей. Удельная активности продувочной воды реактора не должна превышать 3,7-106 Бк/кг. Если для реакторов ВВЭР широко применяются скорректи- рованные водные режимы, где на показатель рН и процесс радиолиза воздействуют введением специальных добавок, и, кроме того, применяется регулирование реактивности с по- мощью борной кислоты, то для современных одноконтурных АЭС с кипящими реакторами почти повсеместно принят бескор- рекционный водный режим, при котором ни в конденсат тур- бин, ни в реакторную воду (или питательную) корректирую- щие добавки для регулирования рН не вводятся, радиолиз не подавляется, борное регулирование не применяется. Приведем нормы качества питательной и реакторной воды АЭС с реакто- ром РБМК: Удельная электропроводность, мкСм/см рН при 300 К Концентрация, мкг/кг: хлорида-иона (С1) . . . . кислорода (Ог) оксидов железа (Fe) оксидов меди (Си) Питательная вода 7,0+0,2 <4,0 <50 <10 <2,0 Реакторная вода <1,0 6,5—7,2 <100 <200 <50 533
Опыт эксплуатации АЭС с кипящими реакторами показал, что выработанный для них бескоррекционный водный режим обеспечивает устойчивую работу основных конструкционных материалов конденсатно-питательного тракта, главным обра- зом углеродистых сталей. Основная задача правильной организации водного режима парогенераторов состоит в под- держании такого состава теплоносителя, который обеспечивал бы низкую скорость коррозии и предотвращал бы накипеобра- зование на поверхностях нагрева. Показатели качества воды второго контура приведены в § 6.6. Ограничение общей жесткости обусловлено накипеобразо- ванием на трубках парогенератора. Важно также ограничить содержание в питательной воде продуктов коррозии, поскольку с увеличением их выноса в парогенератор может сильно увели- чиваться скорость подшламовой коррозии и железооксидного накипеобразования. Кремнесодержание нормируют, чтобы из- бежать отложений в зоне сепаратора и в проточной части тур- бин. Удельная активность воды парогенераторов нормируется на уровне 3,70 Бк/кг, чтобы иметь возможность получать чистый нерадиоактивный пар. В настоящее время на АЭС с ВВЭР применяется гидразин- но-аммиачная обработка воды второго контура, которая пред- отвращает отложения продуктов коррозии на трубках пароге- нератора, а также способствует образованию защитной пленки на внутренней поверхности конденсатно-питательного тракта. Ввод аммиака обеспечивает поддержание необходимого пока- зателя рН (9,1 ±0,1), а ввод гидразина (N2H4) дает возмож- ность обескислородить питательную воду. Кроме проблемы отложения солей жесткости на поверхно- сти нагрева в парогенераторах существует проблема удаления из них продуктов коррозии, в первую очередь железно-оксид- ного шлама. Накопление шлама в парогенераторах может вы- звать как подшламовую коррозию, так и его осаждение на по- верхности нагрева. Эту задачу можно успешно решить, если использовать так называемый комплексонный водный режим, предложенный Т. X. Маргуловой. Такая обработка воды второго контура осу- ществляется дозировкой комплексонов, например трилона Б — двухзамещенной натриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты (ЭДТА), в питательную воду. Как указывает автор метода, комплексоны образуют со всеми катионами высоко- растворимые соединения — тем самым исключается шлакооб- разование. Наилучшие результаты этот метод дает при обра- ботке всех составляющих питательной воды по системе полно- го обессоливания. Необходимое количество комплексона для 534
Вход LqJ 1 %J I "1 На подпит- Слиб отходов ку Второго контура Тк> 9 На подпитку первого контура. Рис. 11.1. Принципиальная схема химводоочистки: I — механический фильтр; 2 — бак осветленной воды; 3 — катионитовый фильтр I сту- пени; 4 — декарбонизатор; 5 — бак декарбонизированной воды; 6 — катионитовый фильтр II ступени; 7 — анионитовый фильтр I ступени; 8 — катионитовый фильтр III ступени; 9 — анионитовый фильтр II ступени обработки 1 кг питательной воды может быть определено по соотношению Ск= 186S«+0,7SFe+0,6SCu, где S>k — жесткость питательной воды, мг-экв/,кг; SFe> Scu — концентрация в питательной воде оксидов железа (в пересчете на Fe) и оксидов меди ,(в пересчете на Си) соответственно, мкг/кг. Очистка водного теплоносителя. Процесс очистки водного теплоносителя на АЭС можно разделить на два этапа: пер- вый — приготовление химически обессоленной воды высокой чистоты для первичного заполнения контуров и для последую- щей их подпитки; второй — постоянная очистка теплоносителя, циркулирующего в контуре, а также вод бассейнов выдержки и перегрузки от различных примесей. Первый этап очистки проводят на так называемых установках химводоочистки (ХВО), а второй — на установках спецводоочистки (СВО) или конденсатоочистки (КО). В ХВО (рис. 11.1) предусматриваются очистка исходной во- ды от механических примесей в механических фильтрах, удале- ние свободной углекислоты в декарбонизаторах, а также ион- ная очистка в анионитовых и катионитовых фильтрах. В меха- ническом фильтре, который заполняется, например, дробленым антрацитом, отделяются грубодисперсные загрязнения. Далее вода очищается в несколько приемов на ионообменных фильт- рах. Следует подчеркнуть, что ионообменная фильтрация в на- стоящее время — наиболее распространенный метод очистки водного теплоносителя. Он основан на способности некоторых 535
материалов-ионитов, которые сами в воде практически не рас- творяются, изменять в нужном направлении ионный состав воды. В результате обмена ионами между водой и твердым веществом с ионной связью (ионитом) содержащиеся в воде ионы удерживаются ионитом, который отдает в воду эквива- лентное количество ионов того же знака. Для очистки водного теплоносителя ЯЭУ применяют ионообменные материалы, яв- ляющиеся сополимерами стирола и дивинилбензола, которые обладают сетчатой структурой — матрицей, содержащей фикси- рованные ионы. Подвижные противоионы уравновешивают за- ряд фиксированных ионов и способны к обмену. Различают иониты, способные обмениваться катионами, — катиониты й анионами — аниониты (рис. 11.2). При катионировании водного теплоносителя обменными ио- нами, как правило, служат катионы водорода. Н-катионит по- глощает из воды содержащиеся в ней катионы Са2+\ Na+ и др., а в воду переходит эквивалентное количество ионов Н+. При анионировании из воды удаляют анионы С1~ и др., а в воду переходят ионы ОН-, С02_з и т. п. В зависимости от свойств ионита фильтры называются катионитовыми или анионитовы- ми. Фильтры могут загружаться не отдельно катионитом или анионитом, а их смесью — такие фильтры называют фильтрами смешанного действия (ФСД). Они обеспечивают очистку вод- ного теплоносителя как от катионов, так и от анионов. Между ионообменными фильтрами I и II ступеней системы ХВО установлен декарбонизатор, предназначенный для удале- ния из воды свободной углекислоты, содержание которой не- сколько возрастает после Н-катионирования I ступени. Уда- лять углекислоту необходимо для того, чтобы создать опти- мальные условия для использования сильноосновного аниони- та. Удаляют ее с помощью аэрации воды воздухом в .аппаратах башенного типа — декарбонизаторах. Рис. 11.2. Модели катионита (а) и анионита (б) 536
Установка дополнительных ионитовых фильтров для очист- ки воды, подпитывающей первый контур, предусмотрена для того, чтобы исключить случайное попадание туда катионов нат- рия Na+ и анионов сильных кислот в результате либо длохой отмывки фильтров после их регенерации (восстановления рабо- тоспособности), либо истощения Н-катионитовых фильтров. В результате работы системы ХВО получается химически очищенная вода, которая используется для заполнения конту- ров ЯЭУ, а также для их подпитки. Система СВО включает в себя ряд установок, на которых производятся очистка продувочной воды первого контура, во- ды протечек первого контура, вод бассейнов выдержки и пе- регрузки, а также баков запаса борированной воды и удале- ние радиоактивных и нерадиоактивных продуктов коррозии и накипеобразующих примесей из продувочной воды парогене- раторов. Как правило, установки СВО включают в себя меха- нический фильтр, а также анионитовый и катионитовый фильт- ры (иногда используют ФСД). Кроме того, в системе СВО возможно использование выпарных установок. Вариант схемы очистки продувочной воды первого конту- ра АЭС с реактором ВВЭР-1000 представлен на рис. J 1.3. Для преодоления сопротивления в установках очистки продувочной воды, как правило, используется напор ГЦН. Для очистки теплоносителя одноконтурных АЭС с кипящи- ми реакторами применяется система конденсатоочистки (КО). Она состоит из механических фильтров и ионитовых ФСД и предназначена для глубокой очистки всего турбинного конден- сата как от взвешенных частиц, так и от растворимых приме- сей. В механических фильтрах осаждаются продукты коррозии и другие механические загрязнения, а ФСД обеспечивает ион- ную очистку. Очищенный конденсат через систему регенератив- ных подогревателей направляется в деаэратор. Конденсато- очистка обеспечивает степень очистки, соответствующую нор- мам качества питательной воды. Кроме системы КО на одноконтурных АЭС с кипящим ре- актором используется также байпасная продувка реакторной воды, которая имеет нагрузку, отличающуюся от той, которую несет КО, поскольку система очистки продувочной воды очи- щает воду от примесей, которые поступают в тракт от конден- сатоочистки до реактора. Ее основная роль сводится к предот- вращению образования и накопления отложений на поверхно- сти активной зоны. Расчет продувки реактора проводится ана- логично расчету продувки парогенератора (см. гл. 6). Следует отметить, что использование ионообменной фильт- рации для очистки радиоактивных вод целесообразно лишь при не слишком высоком солесодержании (менее 1 г/л), иначе смолы быстро истощаются, а их регенерация и дорога, и при- 537
Рис. 11.3. Схема очистки реакторной воды для ВВЭР-10000 при смешанном аммиачно-калиевом режиме и борном регулировании: 1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — ГЦН; 4 — система уплотнения вала ГЦН; 5 — ре- генеративный теплообменник; 6 — дроссельное устройство; 7 — доохладитель; 8 — Н-ка- тионитовый фильтр; 9 — NH4—К-катионитовый фильтр; 10 — анионитовый фильтр; // — механический фильтр; 12 — подпиточные насосы; 13 — бак подпиточных насосов водит к появлению значительного количества жидких радиоак- тивных отходов (см. § 13.3). Поэтому если необходима очистка высокоминерализованных радиоактивных вод, то следует предварительно обессолить их, например методом дистилляции. 11.3. ОЧИСТКА ЖИДКОМЕТАЛЛИЧЕСКОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ При создании и эксплуатации АЭС не удается избежать кон- такта жидкометаллического теплоносителя с загрязняющими его веществами, поэтому неизбежно появление в этом тепло- носителе тех или иных примесей. Но чтобы обеспечить надеж- ную работу реактора, необходимо поддерживать определенные концентрации примесей в жидкометаллическом теплоносителе в зависимости от вида конструкционных материалов и режимов эксплуатации. До настоящего времени еще не окончательно выяснено влияние примесей, присутствующих в жидкометал- лическом теплоносителе, на конструкционные материалы, и их 538
предельные допустимые концентрации окончательно не уста- новлены. Чаще всего вопрос о предельно допустимых концен- трациях примесей в жидкометаллическом теплоносителе реша- ется полуэмпирическим путем применительно к конкретной сооружаемой установке. Примеси в жидкометаллическом теплоносителе принято де- лить на металлические и неметаллические. В реальных услови- ях в теплоносителе присутствуют и те, и другие. Наиболее рас- пространенными металлическими примесями являются Са, Mg, Ва (которые могут находиться в теплоносителе в исходном со- стоянии, если он не подвергался специальной очистке), Fe, Ni, Сг (продукты коррозии, если основной конструкционный мате- риал контура — сталь). Магний появляется и в результате Р-распада радиоактивного нуклида 24Na в теплоносителе: 23Na(/z, Y)24Na-l24Mg. Металлические примеси поступают в теплоноситель также при нарушении герметичности твэлов. Как правило, при нормаль- ных условиях эксплуатации реактора металлических примесей в теплоносителе содержится сравнительно немного. Однако ак- тивация этих примесей в активной зоне приведет к дополни- тельному загрязнению оборудования контура, и потребуется его дезактивация (см. гл. 13). Превышение допустимых уров- ней концентрации некоторых примесей может привести к заку- порке узких проходных сечений в активной зоне, а также к за* клиниванию подвижных соединений в узлах оборудования кон- тура. Среди основных неметаллических примесей следует укрзать 02, Н2, С2, N2, загрязнение которыми происходит, главным об- разом, во время монтажных работ. Примеси могут попадать в контур также вместе с теплоносителем, причем в этом случае количество примесей зависит как от технологии, так и от усло- вий хранения и упаковки жидкометаллического теплоносителя. В случае нарушения герметичности контура теплоноситель мо- жет загрязняться компонентами атмосферного воздуха. Допол- нительными источниками неметаллических примесей могут быть: инертный газ, используемый в качестве защитного покры- тия; окисные пленки и газы, адсорбированные на внутренних по- верхностях оборудования и трубопроводов; газы, выделяющиеся из конструкционных материалов; газы, диффундирующие через стенки трубопроводов и обо- рудования; вода, попадающая в жидкий металл через микротрещины и другие негерметичности в теплообменных аппаратах. 539
Таблица 11.1. Возможные примеси в жидком натрии Вещество Натрий Оксид (Na20) Гидрооксид (NaOH) р, г/см3 0,93 2,27 2,13 Гпл' К 371 1405 591 Вещество Карбонат (NaC03) Гидрид (NaH) р, г/см3 2,509 0,92 Гпл. * 1124 1073 Как правило, примеси в жидкометаллических теплоносите- лях находятся в виде оксидов, гидрооксидов, нитридов, гидри- дов и т. д. В табл. 11.1 сопоставляются свойства некоторых примесей в натрии и чистого натрия. Для очистки жидкометаллических теплоносителей применя- ются следующие методы: отст а и в а н и е —метод основан на том, что вследствие разницы плотностей (см. табл. 11.1) примеси либо осаждают- ся на дно сосуда, либо всплывают; глубина очистки при отста- ивании близка к концентрации насыщения примесей при соот- ветствующей температуре; процесс отстаивания обычно ведут при температурах, близких к температуре плавления теплоно- сителя; фильтрация — кристаллы примесей удерживаются меха- ническими фильтрами (сетчатыми с размерами ячеек до 50 мкм или из пористых материалов с размерами пор до 10 мкм); центробежная сепарация—используется, когда раз- меры частиц примесей составляют примерно 10 мкм и менее, так как в этом случае отстаивание требует значительного вре- мени; в поле центробежных сил скорость осаждения значитель- но возрастает; вакуумная дистилляция — обеспечивает очистку от примесей, парциальное давление паров которых заметно отли- чается от парциального давления пара жидкометаллического теплоносителя; очистка с помощью холодных ловушек — этот метод является разновидностью метода фильтрации. Отличие состоит в том, что при обычной фильтрации не предусматрива- ют специального охлаждения очищаемого теплоносителя, а в холодной ловушке перед фильтрами теплоноситель охлаж- дают, и примеси переходят в кристаллическую фазу в самом объеме ловушки. Это связано с тем, что растворимость раз- личных примесей в жидкометаллических теплоносителях в сильной степени зависит от температуры. Для иллюстрации на рис. 11.4 приведена зависимость растворимости кислорода в калии, натрии и сплаве Na — К. Схематичное изображение одной из возможных конструкций холодных ловушек приведе- но на рис. 11.5. В ловушке различают три зоны: / — рекупера- 540
Н 0,004- 300 500>t,°C Рис. 11.4. Зависимость раствори- мости кислорода в калии (7), натрий (2) и сплаве Na—К (3) от температуры Рис. 11.5. Холодная ловушка: /, 4 — змеевики холодильника: 2 — пе- репускные каналы; 3 — фильтрацион- ная набивка тивную, в которой теплоноситель предварительно охлаждается до температур, при которых отсутствует осаждение примесей в рекуператоре; //— фильтрационную, в которой располагают набивные фильтры, выполняемые из нержавеющей проволоки (путанки), сеток, витой нержавеющей стружки с плотностью набивки 100—400 кг/м3, возрастающей по ходу движения теп- лоносителя; /// — зону отстойника. При прохождении теплоносителя через холодную ловушку он охлаждается; в результате концентрация насыщения приме- сей снижается. Избыток примесей выпадает в виде кристаллов. Можно выделить две основные стадии процесса очистки: 1) ох- лаждение до образования перенасыщенного раствора приме- сей; 2) их удаление. Чтобы максимально снизить значения пре- дельных концентраций насыщения и тем самым повысить глу- бину очистки, теплоноситель в холодной ловушке охлаждают до максимально возможных температур (как правило, на 10— 30 К выше температуры плавления). Поэтому такие ловушки и называют холодными. Характеристиками холодной ловушки 541
Рис. 11.6. Горячая ловушка: / — корпус; 2 — стягивающая шпилька; 3 — фольга; 4 — сетчатый фильтр являются: предельное значение концентрации примесей, до ко- торого можно очистить теплоноситель; производительность, определяющая скорость очистки теплоносителя до заданного уровня; емкость, определямая суммарным количеством при- месей, которые может накопить ловушка. Для охлаждения ло- вушек целесообразно использовать воздух, азот, а также сплав Na-K. Холодные ловушки — наиболее удобное средство для очист- ки жидкометаллического теплоносителя как от металлических, так и от неметаллических примесей. Недостаток метода очист- ки жидкометаллического теплоносителя с помощью холодных ловушек состоит в том, что с его помощью нельзя очистить теплоноситель от тех примесей, растворимость которых не уменьшается с понижением температуры. Кроме того, исполь- зуя этот метод, принципиально нельзя снизить концентрацию 542
примесей ниже уровня их растворимости при наиболее низкой температуре, допустимой по технологическим соображениям. Поэтому, если требуется уменьшить содержание примесей в жидком теплоносителе ниже уровня, достижимого с помощью холодных ловушек, применяют метод геттерной очистки. Метод геттерной очистки основан на способности некоторых материалов взаимодействовать с примесями, нахо- дящимися в теплоносителе. Такие материалы называют гетте- рами. Геттеры бывают легкорастворимыми и труднораствори- мыми. Легкорастворимые геттеры, например кальций, вводят в расплавленный теплоноситель, где они восстанавливают ме- талл из примеси. После этого новую образовавшуюся примесь удаляют с помощью фильтров или холодных ловушек. Оста- точная концентрация геттера не должна приводить к возрас- танию радиоактивности в контуре. Труднорастворимые геттеры, например цирконий или титан, используют в виде тонких фольг, которые омываются жидко- металлическим теплоносителем. На поверхности фольги про- исходит реакция восстановления, и образующиеся соединения, например Zr02, откладываются на поверхности. Для того что- бы повысить скорость реакции примеси с геттером, теплоноси- тель обычно подогревают до темепратуры 875 К и более. От- сюда и применяемое иногда название метода геттерной очист- ки — метод очистки с помощью горячих ловушек. Схематично конструкция горячей ловушки представлена на рис. 11.6. Осно- ва горячей ловушки — пакеты из фольги толщиной 0,3 мм и более. Сетчатые фильтры предотвращают унос теплоносителем частиц оксидов, которые могут отрываться от поверхности фольги. Следует иметь в виду, что с экономической точки зре- ния применять горячие ловушки следует лишь в тех случаях, когда глубина очистки жидкометаллического теплоносителя с помощью холодных ловушек недостаточна для нормального функционирования ядерного реактора. 11.4. ОЧИСТКА ГАЗООБРАЗНОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ Загрязнение газообразного теплоносителя может происхо- дить различными путями: газами, реадсорбированными из кон- струкционных материалов; воздухом при перегрузке твэлов; водяным паром в случае утечек в парогенераторе; продуктами деления, в первую очередь газообразными, и т. д. Кроме того, теплоноситель может загрязняться графитовой пылью, которая удаляется с помощью специальных фильтров или циклонных пылеуловителей. Наиболее нежелательны в газообразном теплоносителе кор- розионно-активные загрязнения: водяной пар, диоксид углеро- да (С02), кислород (02). Нежелательно также присутствие 543
водорода Н2 и оксида углерода СО, поскольку это по реакции Н2+СО^С+Н20 может привести к переносу углерода и как следствие — к на- углероживанию трубок парогенератора. Для очистки газообразных теплоносителей от загрязнений может быть использован целый ряд методов, как физических, так и химических. Коротко остановимся на важнейших. Физические методы. Фракционная конденсация заключается в том, что очищаемый газ последовательно про- пускают через вымораживающие камеры, охлаждаемые до ,все более низких температур, при которых происходит конденсация примесей. Сконденсированные примеси удаляют. Адсорбция представляет собой поглощение вещества из газообразной среды поверхностным слоем твердого вещества, которое называют адсорбентом. В качестве адсорбентов ис- пользуются активированный уголь, силикагель, оксид алюми- ния и т. д. В последнее время широкое распространение полу- чил такой вид адсорбентов, как «молекулярные сита». Они представляют собой кристаллы металлоалюмосиликатов (цео- лита), активированные удалением кристаллизационной воды. В результате образуется пористый материал, имеющий струк- туру пчелиных сотов со сквозными ячейками. Пропусканием через такое сито газообразного теплоносителя содержание С02 в нем может быть снижено до значений менее 1 млн^1. Весьма эффективен адсорбционный метод для сушки газов. Например, используя силикагель, можно снизить точку росы газа до 195 К (0,002 г Н20/м3). Часто адсорбцию выгодно вести при низких температурах (до 85—95 К). Диффузия — этот способ основан на законе Грехема и Бунзена, согласно которому молекулы легких газов диффун- дируют через пористые стенки быстрее, чем молекулы тяже- лых. Диффузионный метод очистки обладает избирательно- стью только к водороду и гелию. Кроме упомянутых физических методов очистки газообраз- ных теплоносителей существуют еще такие методы, как термо- диффузия, фракционная сублимация, но они пока не находят столь широкого распространения, как описанные выше. Химические методы. В отличие от физических методов при химической очистке происходят химические взаимодействия твердых веществ или жидких растворов с примесями. Удаление кислорода (02), как правило, проводят с помощью металлической меди, обычно в мелкодисперсном состоянии, при повышенной температуре (675—775 К). Таким путем удается снизить содержание кислорода до значений, меньших 1 млн-1. 544
Удаление азота (N2) чаще всего осуществляют с по- мощью щелочных и щелочноземельных металлов, которые на- гревают до высокой температуры. Удаление водорода (Н2) обеспечивают с помощью оксида меди при темепратуре свыше 545 К. Этот метод позво- ляет снизить содержание водорода в газе до значений, мень- ших 1 МЛН"1. Удаление углекислого газа (С02) производят с использованием едкого кали или едкого натра, которые на- до применять во влажном состоянии. Удаление оксида углерода (СО) весьма эффек- тивно осуществлять, используя оксид меди, который окисляет СО до С02 при 575 К. Таким образом можно снизить содер- жание СО в газе до нескольких частей на миллион. Удаление паров воды (осушение), как правило, осуществляют физическими методами. Наиболее распростра- ненный химический осушитель—пятиоксид фосфора Р2О5. На практике для очистки газообразного теплоносителя от Н2 и СО наиболее часто используют мелкодисперсный оксид меди, который окисляет эти примеси до Н20 и С02. Водяной пар и углекислый газ затем могут быть удалены физическими методами с помощью адсорберов (например, «молекулярных сит», силикагеля). Весьма широкое распространение для очистки газообразных теплоносителей от различных примесей находят фракционная конденсация (вымораживание), а также химические фильтры. Очистка от продуктов деления достаточ- но эффективно осуществляется в фильтрах с активированным углем, а от разнообразных взвесей — в металлокерамических или сетчатых фильтрах. 11.5. ОЧИСТКА ОРГАНИЧЕСКОГО ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ЯЭУ с высокотемпературными органическими теплоносите- лями в настоящее время рассматриваются как конкурентоспо- собные при создании атомных станций теплоснабжения (ACT). В качестве таких теплоносителей применяют углеводород- ные соединения ароматического или фенильного ряда, а также метановые производные ароматики — дитолилметан (ДТМ) и смеси дифенильных и терфенильных соединений (сантрвакс, НВ-40). Последний представляет собой смесь 18% дифенила и 82% гидротерфенила. Примеси в высокотемпературных органических теплоноси- телях принято делить на две основные группы: неорганические (соединения Fe, С1, Н20, 02) и продукты радиационно-терми- ческого разложения (РТР): высококипящие, низкокипящие и газы. Содержание примесей с теплоносителем (табл. 11.2) нор- 35—7000 545
Таблица 11.2. Предельные нормы содержания примесей для органического теплоносителя первого контура ядерного реактора Примесь Высококипящие продукты РТР, % Низкокипящие продукты РТР, % Соединения железа (в пересчете на Fe), мг/кг Соединения хлора (в пересчете на С1), мг/кг Вода, мг/кг Механические примеси, мг/кг Растворенный кислород, мг/кг Кислородные органические соединения (в пере- счете на 02), мг/кг Теплоноситель Дито лил метан 20 0,5 0,5 0,1 200 1 0,7 200 НВ-40 30 3—7 0,5 0,05 200—600 1 0,5 200 мируется главным образом из-за того, что они влияют на об- разование отложений на твэлах (так называемый фаулинг). Основные нормы содержания примесей для отечественного теплоносителя дитолилметана и применяемого за рубежом НВ-40 сколь-нибудь существенно не различаются. Исключе- ние — низкокипящие продукты РТР, что связано с разницей в требованиях по взрыво- и пожаробезопасное™ с учетом воз- можностей системы дегазации. Процесс очистки органического теплоносителя рассмотрим на примере канадского реактора WR-1, эксплуатация которого была успешной в условиях жестких температурных режимов теплоносителя. Очистка теплоносителя этого реактора произ- водится в двух основных системах: 1) в системе непрерывного удаления из контура тех примесей, которые могут вызвать отложения на твэлах; примеси удаляют адсорбционным мето- дом, а еатем теплоноситель фильтруют через механический фильтр из стекловолокна с эффективным проходным диамет- ром пор — 5 мкм; 2) в системе вакуумно-дистилляционной очистки теплоносителя периодического действия. В этой систе- ме удаляются высококипящие и летучие соединения. Радиолитические газы и летучие низкокипящие продукты постоянно удаляются системой дегазации теплоносителя. Глава 12 ПЕРЕГРУЗКА ТОПЛИВА НА ЯДЕРНЫХ РЕАКТОРАХ 12.1. СПОСОБЫ ПЕРЕГРУЗКИ ТОПЛИВА Система перегрузки топлива предназначена для извлечения из активной зоны ТВС с выгоревшим топливом, выгоревших органов СУЗ, некоторых внутрикорпусных элементов и уста- новки на их место новых. Конструктивное решение и состав 546
системы определяются типом и конструкцией реактора, спосо- бом перегрузки, и наоборот, система перегрузки оказывает значительное влияние на особенности конструкции реактора. В гомогенных реакторах (жидкосолевых, газофазных), в высо- котемпературных реакторах с засыпной активной зоной из шаровых твэлов возможны непрерывная выгрузка выгоревшего топлива и введение в зону свежего. В гетерогенных реакторах, в которых активная зона состоит из ТВС или каналов, содер- жащих твэлы, перегрузка обычно осуществляется периодиче- ски. При этом может перегружаться топливо либо по всей ак- тивной зоне, либо в ее какой-либо части. Перегрузка топлива в принципе возможна как на работающем на мощности реак- торе, так и на остановленном и расхоложенном реакторе. В со- временных корпусных энергетических реакторах, работающих при достаточно высоких параметрах теплоносителя, перегрузку осуществляют, как правило, после остановки реактора, полно- го или частичного его расхолаживания и сброса давления теп- лоносителя, если это необходимо. Конструкция канальных ре- акторов позволяет проводить перегрузку отдельного рабочего канала на работающем на номинальной мощности реакторе. Системы перегрузки топлива энергетических реакторов мо- гут быть классифицированы следующим образом: с механизмами перегрузки, перемещающимися по централь- ному залу и осуществляющими перегрузку при снятой крышке реактора (водоохлаждаемые корпусные реакторы); с разгрузочно-загрузочными машинами (РЗМ), перемеща- ющимися по центральному залу и обеспечивающими герметич- ное подключение к внутриреакторному объему и автономное охлаждение выгружаемой ТВС (РБМК, БОР-60); с манипулированием ТВС под крышкой реактора с после- дующей (обычно после достаточного расхолаживания) выгруз- кой их из корпуса (БН-350, БН-600, «Суперфеникс», газоох- лаждаемые реакторы на быстрых нейтронах в корпусах из предварительно напряженного железобетона); системы непрерывной перегрузки (ВТГР с шаровыми твэ- лами, реакторы с жидким или газофазным топливом). Механизмы перегрузки или специальные РЗМ с помощью соответствующих координатных устройств различного типа на- водятся на нужную ТВС, захватывают ее, извлекают и перево- зят в хранилище выдержки, где топливо выдерживается до тех пор, пока остаточное тепловыделение и радиоактивность не спадут до допустимого по условиям транспортировки уровня. При значительном остаточном тепловыделении и высокой ра- диоактивности отработавших ТВС необходимы их охлаждение и радиационная защита в процессе транспортировки из актив- ной зоны к хранилищу выдержки. Это реализуется обычно двумя способами: транспортировкой ТВС под слоем теплоноси- 35* 547
теля (например, воды), являющегося и охладителем, и защи- той, или транспортировкой ТВС в специальном защитном кон- тейнере (скафандре), в котором остаточная теплота от твэлов отводится с помощью автономной системы охлаждения. Хранилище выдержки представляет собой бассейн, запол- ненный водой или другой жидкостью, в котором находятся спе- циальные стеллажи с ячейками для установки отработавших ТВС. После необходимой выдержки ТВС извлекают из бассей- на, помещают в специальные контейнеры для транспортировки на предприятия по переработке топлива. ТВС с новым топли- вом размещают в хранилище свежих ТВС, откуда их извлека- ют, транспортируют к реактору и устанавливают на место выгоревших. В качестве примеров конкретной реализации перегрузки и транспортно-технологических операций с топливом рассмотрим описания систем перегрузки некоторых типов реакторов. 12.2. СИСТЕМЫ ПЕРЕГРУЗКИ ТОПЛИВА И ИХ ОСОБЕННОСТИ В канальном уран-графитовом реакторе РБМК для перегрузки топлива предназначена специальная РЗМ, которая обеспечивает выполнение следующих операций: перегрузку топлива на работающем и расхоложенном ре- акторе; проверку на проходимость тракта технологического канала калибром, имитирующим штатную ТВС; герметизацию технологического канала технологической пробкой; герметизацию технологического канала аварийной пробкой; механизированную ликвидацию некоторых аварийных си- туаций. Перегрузка топлива на работающем реакторе осуществля- ется при рабочих параметрах технологического канала. Схема РЗМ показана на рис. 12.1. РЗМ перемещается по центральному залу краном, состоящим из моста 19 и тележки 20, передвигающейся по мосту. К тележке крепится стальной цилиндрический контейнер 18 с внутренним диаметром 770 мм и толщиной стенки 500 мм, являющийся биологической защи- той. В нижней части контейнера имеется подвижная биологи- ческая защита 14, перекрывающая зазор между низом контей- нера и полом 13 центрального зала при перегрузке. Внутри контейнера располагается нижняя половина скафандра — ос- новного и наиболее ответственного элемента РЗМ, представля- ющего собой сосуд высокого давления. Скафандр (полная дли- на его примерно 25 м) состоит из четырех основных частей: верхней 3, средней 9, запорного устройства 10 и нижней 15. В верхней части расположены все механизмы, связанные с подъемом и опусканием подвески с ТВС. 548
Рис. 12.1. Схема РЗМ реактора РБМК: 1 — магазин; 2 — технологическое оборудование; 3 — верхняя часть скафандра; 4 — привод пере- мещения и управления захватом; 5 — цепи управ- ления и перемещения захвата; 6 — ферма; 7 — механизм перецепки; 8 — привод поворота мага- зина; 9 — средняя часть скафандра; 10 — запорное устройство; 11 — оптико-телевизионная система наведения: 12 — контактная система наведения; 13 — пол центрального зала; 14 — подвижная био- логическая защита; 15 — нижняя часть скафанд- ра; 16 — ключ герметизации запорного устройст- ва; 17 — механизм перемещений стыковочного патрубка; 18 — контейнер; 19 — мост; 20 — те- лежка Подъем и опускание ТВС про- изводятся захватом с помощью привода перемещения и управления 4 захватом. Средняя часть скафанд- ра состоит из корпуса (труба диа- метром 600 мм, общей длиной 16,5 м), магазина / (труба диа- метром 448 мм, общей длиной также 16,5 м), механизма перецепки 7 и привода поворота магазина 8. В ма- газине установлены четыре пенала из труб диаметром 140 мм на всю длину магазина. Пеналы предназна- чены для размещения свежих и от- работавших ТВС, калибра и пробки. Запорное устройство обеспечивает открывание и закрывание рабочей зоны скафандра, отсечку рабочей полости технологического канала, аварийное закрывание полости технологического канала при вы- полнении аварийных работ на ска- фандре, биологическую защиту в нижней части скафандра при поднятой в магазин ТВС. Ниж- няя часть скафандра обеспечивает герметичное дистанционное соединение полости скафандра с технологическим каналом, а также герметизацию и разгерметизацию канала, для чего в ней имеются стыковочный патрубок с механизмом 17 его перемещения и шлейфы для подвода к подвижной части сты- ковочного патрубка турбинного конденсата, воздуха и электро- питания. В нижней части контейнера установлены две системы точ- ного наведения РЗМ на необходимый технологический канал: оптико-телевизионная система 11, которая является основной, и резервная контактная 12, которая применяется в случае по- тери видимости при парящем технологическом канале. 549
На тележке крана установлена ферма 6 с четырьмя пло- щадками, на которых размещаются технологическое оборудо- вание 2, необходимое для обеспечения РЗМ технической водой, конденсатом, воздухом, электрооборудование и контрольно-из- мерительные приборы. Перегрузка топлива на работающем реакторе состоит из следующих основных операций. С места стоянки РЗМ подает- ся к тренажерному стенду и после стыковки с соответствующи- ми гнездами стенда последовательно забирает в пеналы калибр и технологическую пробку. Затем производится заполнение скафандра РЗМ конденсатом с температурой 303 К- После этого стыковочный патрубок скафандра стыкуется и уплотня- ется с головкой необходимого гнезда стенда, в котором уста- новлена свежая ТВС. Гнездо и стыковочный патрубок запол- няются конденсатом, открывается запорное устройство, свежая ТВС втягивается в пенал магазина, закрывается запорное уст- ройство, конденсат из стыковочного патрубка и гнезда сбрасы- вается в канализацию. После расстыковки с гнездом стенда РЗМ направляется к реактору для перегрузки необходимого технологического ка- нала и автоматически выходит на его координаты. Так же как и на стенде, патрубок машины стыкуется и уплотняется с го- ловкой канала, после чего стыковочный патрубок заполняется конденсатом, открывается запорное устройство и подпиточный насос создает в скафандре давление, несколько превышающее давление в канале. Захват опускается вниз и сцепляется с го- ловкой ТВС, затем с помощью механизма герметизации и раз- герметизации производится разгерметизация канала. После этого механизм подъема переводит ТВС на высоту 7,5 м в зону расхолаживания, где он выдерживается в течение 10 мин. Рас- холаживание осуществляется холодным конденсатом, который начинает поступать из скафандра в канал сразу в момент раз- герметизации канала. По окончании выдержки ТВС в зоне расхолаживания ме- ханизм подъема втягивает ТВС в скафандр, и она устанавли- вается в пенале магазина. Калибром проверяется проходимость технологического канала в реакторе, и затем в него опускает- ся свежая ТВС. Канал герметизируется, включая подпиточ- ный насос, давление в скафандре сбрасывается до атмосфер- ного. Закрывается запорное устройство, проверяется гермети- зация канала, удаляется конденсат из полости стыковочного патрубка и после разуплотнения и расстыковки патрубка РЗМ с технологическим каналом машина направляется к узлу при- ема отработавших ТВС, где в одном из гнезд уже установлен чехол бассейна выдержки, заполненный конденсатом с темпе- ратурой 303 К. РЗМ автоматически наводится на координаты подготовленного чехла, и после операций стыковки, уплотне- 550
ния, заполнения стыковочного патрубка конденсатом, выгруз- ки отработавшей ТВС из скафандра в чехол, расстыковки РЗМ готова к перегрузке следующей ТВС. При перегрузке машиной остановленного и расхоложенного реактора возможны выгрузка двух выгоревших ТВС и загруз- ка на их место двух свежих^ для чего из скафандра предвари- тельно удаляется технологическая пробка. При другом вариан- те возможна выгрузка четырех отработавших ТВС, для чего из скафандра удаляется также и калибр, и РЗМ подается на перегрузку с пустыми пеналами магазина. Загрузка свежих сборок в этом варианте производится без применения РЗМ с помощью транспортно-технологических средств, предусмот- ренных для этой цели в центральном зале. На водо-водяных корпусных реакторах пере- грузка топлива осуществляется, как правило, на остановлен- ном и расхоложенном реакторе при снятой крышке. При этом может применяться как «мокрый», так и «оухой» метод пере- грузки. При «мокром» методе перегрузки транспортно-техноло- гические операции по перемещению отработавших ТВС из ак- тивной зоны в бассейн выдержки производятся под слоем воды (в бассейне перегрузки). При «сухом» методе отработавшие ТВС транспортируются к бассейну выдержки в защитном ме- таллическом контейнере по воздуху. Рассмотрим процесс пе- регрузки топлива в реакторах ВВЭР на примере Нововоро- нежской АЭС, на которой перегрузка I. III, IV и V блоков осу- ществляется по «мокрому» методу, а II блока — по «сухому». Для перегрузки топлива реактор необходимо остановить, рас- холодить, сбросить давление, отсоединить штанги приводов от органов СУЗ, разуплотнить и снять крышку реактора, извлечь необходимые внутрикорпусные устройства, закрывающие до- ступ к активной зоне. При перегрузке по «мокрому» методу (рис. 12.2) бассейн перегрузки 6 и верхняя часть шахты 5, в которой находится реактор /, заполняются чистой водой. В бассейне на стелла- жах 8 устанавливаются выгоревшие ТВС после выгрузки из реактора. Свежие ТВС перед загрузкой в реактор помещаются в специальные чехлы 7. Транспортно-технологическое оборудо- вание системы перегрузки реакторов ВВЭР-440 обеспечивает проведение следующих операций: выгрузку выгоревших ТВС, выгоревших топливных частей и поглощающих надставок орга- нов СУЗ; загрузку свежих ТВС, свежих топливных частей и поглощающих надставок органов СУЗ; перестановку ТВС из периферии в центр активной зоны; перемещение выгоревших ТВС из бассейна перегрузки в бассейн выдержки и свежих ТВС из хранилища в бассейн перегрузки. Перегрузка и транспортировка ТВС осуществляются пере- грузочной машиной (рис. 12.3). Она размещена на тележке 2, 551
Рис. 12.2. Компоновка транспортно-технологического оборудования АЭС с реактором ВВЭР: 1— реактор; 2 — верхний блок; 3 — мостовой кран; 4 — перегрузочная машина; 5 — верхняя часть шахты реактора; 6 — бассейн перегрузки; 7 — чехол со свежими ТВС; S — стеллажи для отработавших ТВС которая установлена на мосту У, передвигающемся над бассей- ном перегрузки и шахтой реактора по рельсовому пути 9. За- хват и подъем ТВС осуществляется с помощью телескопиче- ской штанги 4. Телевизионная установка 12 позволяет наблю- дать за захватом и расцеплением штанги с ТВС. Штанга расположена по центру тележки, а в углах установлены четы- ре колонны 5, в которых размещаются противовесы 5, служа- щие для уравновешивания штанги. На направляющей трубе // смонтирован реечный привод 7 перемещения штанги. Рабочая 552
Рис. 12.3. Схема перегрузочной машины реактора ВВЭР-440: / — напольный мост; 2 — тележка; 3 — противовес; 4 — рабочая телескопическая штанга; 5 — колонны; 6 — ходовая площадка; 7 — привод подъема рабочей штанги; 8 — кабина управления; 9 — рельсовый путь; 10 — поворотная площадка; // — направляющая труба; 12 — телевизионная установка штанга, опускаясь, входит в головку ТВС и, поворачиваясь на 60°, обеспечивает зацепление. После этого ТВС извлекается из активной зоны, под водой транспортируется к соответству- ющей ячейке чехла для выгоревших ТВС в бассейне перегруз- ки, опускается и устанавливается в ячейку чехла, освобожда- ется от зацепления с рабочей штангой. Аналогичны операции по перемещению свежих ТВС из бассейна перегрузки в актив- ную зону при ее загрузке. После завершения перегрузки чехлы, заполненные выгоревшими ТВС, специальным технологическим приспособлением перемещаются в бассейн выдержки. Оста- точная теплота снимается циркулирующей охлаждаемой водой бассейна. Слой воды над хранящимися ТВС обеспечивает не- обходимую биологическую защиту. Главная особенность систем перегрузки топлива в реак- торах на быстрых нейтронах с жидкометалли- ческим теплоносителем — необходимость обеспечения герметичности реактора при перегрузочных операциях из-за высокой агрессивности теплоносителя на воздухе. ТВС, выгру- женные из активной зоны, из-за значительного остаточного тепловыделения во многих реакторах на быстрых нейтронах расхолаживаются во внутренних хранилищах, охлаждаемых натрием первого контура и расположенных либо в периферий- ных ячейках боковой зоны воспроизводства (реакторы БН-350, БН-600, «Феникс», «Суперфеникс»), либо в специальных вра- щающихся барабанах («Энрико Ферми», ЕВР-11), установлен- ных внутри корпуса реактора рядом с активной зоной. Число ячеек во внутреннем хранилище соответствует числу ТВС, вы- 553
Рис. 12.4. РЗМ реакто- ра БОР-60: / — контейнер; 2 — теплооб- менник аргон — воздух; 3 — воздуходувка; 4 — уплотни- тельный цилиндр контейне- ра: 5 — мост; 6 — тележка; 7 — газодувка '/ZZZZZZZZZZZZZZZZTA гружаемых за одну перегрузку, и расхолаживаются ТВС в нем до момента следующей перегрузки. Перемещение ТВС из ак- тивной зоны во внутреннее хранилище осуществляется с по- мощью механизма перегрузки, который располагается, как правило, на верхних поворотных пробках реактора. Чаше все- го встречаются два варианта наведения механизма перегрузки на необходимые координаты: с помощью двух (большой и ма- лой) вращающихся и эксцентрически относительно друг друга расположенных поворотных пробок и механизма перегрузки, эксцентрически установленного на малой пробке, и с помощью одной поворотной пробки и эксцентрически расположенного на ней механизма перегрузки типа «передающей руки» с консоль- но относительно оси механизма расположенными захватами. ТВС из зоны воспроизводства благодаря малому остаточ- ному тепловыделению во внутреннее хранилище не помещают- ся, а сразу извлекаются из реактора. Некоторые реакторы во- обще не имеют внутреннего хранилища отработавших ТВС. ТВС из реактора (либо из активной зоны, либо из зоны воспроизводства, либо из внутреннего хранилища) выгружают ся с помощью РЗМ (БОР-60, «Энрико Ферми», ЕВР-11) или с помощью других специальных механизмов, из которых наи- более распространен элеваторный подъемник (БН-350, БН-600, «Феникс», «Суперфеникс»). На крышке реактора БОР-60 установлены две поворотные плиты. Вращением обеих плит перегрузочный канал, разме- щенный в малой плите, совмещается с необходимой ячейкой активной зоны и зоны воспроизводства. После этого к перегру- зочному каналу подъезжает РЗМ (рис. 12.4). Контейнер 1 РЗМ с помощью уплотнительного цилиндра 4 стыкуется и 554
Рис. 12.5. Схема загрузки — выгрузки ТВС в реакторе БН-350: 1,2 — большая и малая поворотные пробки; 3 — разгрузочный канал; 4 — механизм пе- редачи ТВС; 5 — передаточный бокс; 6 — обмывочный боке: 7 — гнезда обмывки ТВС; 8 — барабан выгоревших ТВС; 9 — барабан свежих ТВС; 10 — механизм перегрузки; 11 — элеватор уплотняется с каналом, опускается захват, извлекается выго- ревшая сборка и помещается в контейнер в атмосферу инерт- ного газа — аргона. После этого производятся герметизация контейнера и перегрузочного канала, разуплотнение и рассты- ковка контейнера с каналом. ТВС в контейнере перевозится к барабану выгоревших ТВС и опускается в пенал со свинцом. Во время перемещения ТВС осуществляется ее охлаждение циркулирующим аргоном, для чего на РЗМ имеется необходи- мое оборудование 2, 7. После окончания перегрузки пеналы с ТВС с помощью РЗМ транспортируют из барабана, закрыва- ют герметичными крышками и помещают в бассейн длитель- ной выдержки, после которой ТВС вынимают из пеналов, пере- гружают в транспортные контейнеры и отправляют на завод по переработке топлива. Недостатки данного способа — труд- ности операции герметизации, необходимость автономного кон- тура охлаждения на РЗМ, большее время перегрузки, большая металлоемкость РЗМ. В других реакторах (БН-350, БН-600, рис. 12.5) с помощью механизма перегрузки 10 ТВС извлекается из внутреннего хра- нилища или из зоны воспроизводства, устанавливается в гнез- до каретки элеватора 11 и кареткой по наклонной направляю- щей перемещается из реактора к механизму передачи ТВС 4, который расположен в боксе 5 и осуществляет передачу ТВС 555
Рис. 12.6. Схема транспортировки отработавших и свежих сборок на реакторе «Суперфеникс» из гнезд каретки элеваторов в барабан выгоревших ТВС 8 и обратно — из барабана свежих ТВС 9 в гнездо каретки элева- тора. Перенос ТВС в реакторе происходит в среде натрия, а транспортировка из реактора в передаточный бокс — в среде инертного газа. После окончания перегрузки- из барабана 8 ТВС перемещаются в обмывочные гнезда 7 для обмывки от натрия паром и водой, после чего транспортируются к бассей- ну выдержки с водой. Рассмотрим транспортно-технологическую схему перегрузки топлива на АЭС с реактором «Суперфеникс» электрической мощностью 1200 МВт (рис. 12.6). ТВС 15 из активной зоны 14 переносятся из одного места реакторного блока в другое с помощью двух поворотных про- бок 12 и 13 и механизма перегрузки 11. После извлечения из активной зоны ТВС перемещается в натрии и вставляется в ци- линдр на тележке 17. Натрий, находящийся в цилиндре, обес- печивает съем остаточного тепловыделения при дальнейшем перемещении ТВС по двум наклонным элеваторам 18. В верх- ней части элеваторов имеется шлюзовая камера 5, герметич- ность которой во время работы обеспечивается задвижками 7. Элеватор со шлюзовой камерой находится под колпаком 10 реактора. Пройдя шлюзовую камеру и опустившись по элева- 556
тору, тележка с цилиндром, внутри которого установлена ТВС, попадает в передаточный бокс 16. В этом боксе с помощью поворотной пробки 9 и специальной перегрузочной машины 8 ТВС извлекается из цилиндра и помещается в хранилище вы- держки 20. ТВС хранятся в барабане 19, который может вра- щаться. В хранилище выдержки, заполненном натрием, оста- точная тепловая мощность отводится с помощью двух незави- симых контуров натрия с воздушным охлаждением. После необходимой выдержки в хранилище через транспортный кори- дор 6 ТВС попадает в технологический цех 4, где в атмосфере аргона она помещается в кожух 3, который заливается натри- ем и герметично (с помощью сварки) закрывается крышкой. Затем кож/ух со сборкой опускается в транспортный контей- нер 2, закрепляется на тележке 1 и вывозится за пределы АЭС. Свежие ТВС хранятся в специальных колодцах 21, рас- положенных под технологическим цехом. Свежие ТВС из ко- лодца до барабана через технологический цех, транспортный коридор транспортируются поодиночке. Затем через шлюзовую камеру ТВС попадает в реакторный блок. В газовых реакторах на быстрых нейтронах перегрузка, как правило, осуществляется на остановленном ре- акторе при сброшенном давлении. Система перегрузки вклю- чает в себя механизм для перемещения ТВС внутри бетонного корпуса и механизм перегрузки для удаления из реактора от- работавших ТВС и помещения в реактор свежих. Механизмы перегрузки могут быть установлены как в верхней крышке бетонного корпуса — перегрузка «сверху», так и под активной зоной — перегрузка «снизу». Отработавшие ТВС после выгруз- ки из реактора направляются для длительного расхолажива- ния водой в бассейны выдержки. Непрерывная перегрузка топлива осуществляется в высо- котемпературных газовых реакторах (ВТГР) с активной зоной, образованной засыпкой шаровых твэлов. Рассмотрим схему системы перегрузки реактора THTR-300 (рис. 12.7). Шаровые твэлы, пройдя всю активную зону сверху вниз, через разгрузочную трубу 2 поступают в колонну 1. На выходе из колонны расположен сепаратор, с помощью которо- го осуществляется поштучное разделение твэлов. Затем твэлы по очереди попадают в отделитель дефектных твэлов 5. После отделителя в специальной установке 13 измеряется глубина выгорания каждого твэла. На основании полученных результа- тов шаровой твэл либо оставляется в контуре циркуляции топ- лива, либо направляется в сборник выгоревших твэлов 9. В первом случае твэл по трубопроводу 6 снова направляется в активную зону, причем в зависимости от глубины выгора- ния—в центральную или периферийную ее часть. Свежие твэлы поступают из питателя 19. Пройдя наружный 18 и буферный 557
19 1в 17 Рис. 12.7. Схема перегрузочного устройства реактора THTR-300: / — колонна; 2 — разгрузочная труба; 3 — активная зона; 4 — пневматический тормоз; 5 _ отделитель дефектных твэлов; 6 — направляющий трубопровод для твэлов; 7 — тру- бопровод возврата газа; 8 — сборник дефектных твэлов; 9 — сборник выгоревших твэлов; Ю — накопитель и концевое устройство; // — выходной шлюз со штреком; 12 — газодув- ка газового подъемника; 13 — установка для измерения выгорания и анализа состава твэлов; 14 — дозировочное устройство; 15, 17 — буферные штреки; 16 — входной шлюз; 18 — наружный штрек; 19 — питатель 17 штреки, твэл попадает в шлюзовую камеру 16, которая обеспечивает герметичность гелиевого контура реактора. Транспортировка шаровых твэлов в активную зону по трубо- проводу 6 осуществляется с помощью гелия, нагнетаемого га- зодувкой 12. Смягчение падения шаровых твэлов на поверх- ность засыпки активной зоны обеспечивается с помощью про- тивотока гелия в пневматическом тормозе 4. Управление пере- грузочным устройством осуществляется с помощью машин. Для перегрузки ядерного топлива в реакторах судо- вых энергетических установок необходимо иметь на береговой или плавучей базе специальные транспортно-техноло- гические механизмы, перегрузочные контейнеры, обеспечиваю- щие надежную радиационную защиту и имеющие автономную систему охлаждения, хранилища выгоревших ТВС. Перегрузка топлива в судовых реакторах возможна в принципе двумя способами: заменой ТВС по отдельности, как и на стационар- ных установках; заменой целиком всей активной зоны. Для перегрузки реактор останавливается, расхолаживается, сбра- сывается давление. После съема крышки реактора при пере- грузке ТВС на ее место устанавливается промежуточная обе- чайка до уровня рабочей площадки. На эту обечайку устанав- 558
ливается координатно-наводящее устройство, которое с по- мощью двух поворотных плит обеспечивает наведение перегру- зочного канала, на который устанавливается перегрузочный контейнер. После выгрузки из активной зоны выгоревшие ТВС выдерживаются необходимое время в хранилищах базы, затем перегружаются в транспортные контейнеры, в которых отправ- ляются на регенерационный завод. 12.3. МЕРЫ ЯДЕРНОЙ И РАДИАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПЕРЕГРУЗКЕ ТОПЛИВА При перегрузке, транспортировке и хранении ТВС должна быть обеспечена ядерная и радиационная безопасность, кото- рая состоит в исключении образования критической массы ядерного топлива, в исключении повреждения и разрушения ТВС и твэлов, в обеспечении защиты персонала от облучения во время проведения транспортно-технологических операций с ТВС. Порядок транспортировки и хранения свежего и выго- ревшего топлива определяется соответствующими инструкция- ми и правилами. Транспортно-технологическое оборудование, применяемое для производства перегрузочных работ, должно быть высоконадежным и полностью исключать возможность создания аварийных ситуаций, связанных с повреждением обо- лочек твэлов или падением ТВС в реактор или бассейн, что может вызвать выход радиоактивных продуктов или неуправ- ляемую цепную реакцию. Для обеспечения нормального со- стояния выгоревших ТВС в процессе перегрузки и в хранили- щах должно производиться их охлаждение, чтобы не допустить перегрева и разрушения оболочек твэлов. Толщина стенки пе- регрузочного и транспортного контейнеров, уровень теплоноси- теля в бассейнах должны обеспечивать необходимую биологи- ческую защиту ТВС. Подкритическое состояние при хранении и транспортировке свежего и выгоревшего топлива должно обеспечиваться соответствующей геометрией размещения ТВС в бассейнах выдержки», транспортных чехлах, контейнерах. Безопасность работы обеспечивается также высокой профес- сиональной квалификацией и дисциплиной персонала. Для примера рассмотрим некоторые из конкретных мер, которые применяются для обеспечения ядерной и радиацион- ной безопасности при перегрузке топлива на реакторах ВВЭР. Весь процесс перегрузки, все операции производятся в строгой последовательности в соответствии с утвержденной программой и графиком ее выполнения. Для обеспечения допустимой ра- диационной обстановки в реакторном зале во время перегруз- ки при расхолаживании реактора производится непрерывная очистка воды первого контура от радиоактивных загрязнений и даже практикуется разовая замена воды в первом контуре. 559
Во время перегрузки в реактор и бассейн перегрузки подается раствор борной кислоты высокой концентрации, исключающей возможность возникновения цепной реакции. ТВС в чехлах и стеллажах бассейнов перегрузки и выгрузки размещаются по треугольной решетке с шагом, который обеспечивает даже для свежих ТВС эффективный коэффициент размножения нейтро- нов в такой решетке, залитой водой, меньший 0,95 при темпе- ратуре 293 К. В реакторах с жидкометаллическим теплоносителем приме- няются дополнительные меры по обеспечению герметичности устройств систем перегрузки для предотвращения взаимодей- ствия жидкого металла с влагой воздуха. Для этого использу- ются шлюзовые камеры, газовые инертные подушки и т. п. Глава 13 ПРОЧИЕ ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ 13.1. ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ Для обеспечения нормальной эксплуатации ЯЭУ требуется отводить значительное количество теплоты от таких устройств, как конденсаторы турбин, газоохладители и маслоохладители электрогенераторов, питательные насосы, боксы парогенерато- ров и т. п. Для этой цели используется система технического водоснабжения, в которой применяют химически неочищенную воду, прошедшую лишь через фильтры грубой механической очистки и периодически хлорируемую для борьбы с микроор- ганизмами, в связи с тем что химическая очистка значительно- го количества воды требует больших затрат. Кроме решения задачи теплоотвода от различных устройств система техниче- ского водоснабжения обеспечивает водой систему водоподго- товки и различные санитарно-бытовые устройства АЭС. Типичный баланс расхода охлаждающей технической воды для одного блока АЭС с реактором ВВЭР-440 приведен ниже: Водопотребитель Расход, м3/ч Конденсаторы турбин 68 800 Маслоохладители электрогенераторов 500 Газовоздухоохладители электрогенераторов 700 Воздухоохладители возбудителей электрогенераторов . Воздухоохладители электродвигателей питательных насосов 200 Маслоохладители питательных насосов 37,5 Теплообменники охлаждения боксов парогенераторов . . .130 Всего . . 70617,5 Кроме приведенных расходов необходима подача техниче- ской воды при аварийных режимах работы блока АЭС в коли- честве 1300 м3/ч. 560
Основными потребителями охлаждающей воды на АЭС яв- ляются конденсаторы турбин, причем для них требуется наи- более глубокое охлаждение воды. Как правило, для конденса- ции пара, отработавшего на турбине, используют поверхност- ные трубчатые конденсаторы, в которых техническая охлажда- ющая вода двигается в трубках, пар же конденсируется в меж- трубном пространстве. Расход воды через конденсатор при заданной мощности зависит главным образом от начальной температуры воды, поэтому в отношении экономичности систе- мы технического водоснабжения более выгоден забор воды из водоема с наиболее низкой температурой. Источниками технического водоснабжения могут быть раз- личные естественные (реки, озера, моря) и искусственные (пруды-охладители) водоемы. В судовых ЯЭУ в системе тех- нического водоснабжения используют забортную воду. Если техническое водоснабжение осуществляется из водоема с мор- ской водой, то следует иметь в виду, что прямое применение морской воды возможно лишь для охлаждения конденсаторов турбин и различных газо- и маслоохладителей. В этом случае санитарно-бытовые устройства и система водоподготовки АЭС подключаются к другому источнику водоснабжения, а в судо- вых ЯЭУ необходимо использовать опреснительные установки. При сооружении АЭС могут применяться прямоточная, обо- ротная и смешанная системы технического водоснабжения. Прямоточная система технического водоснабжения. При прямоточной системе АЭС располагается рядом с весьма круп- ным естественным водоемом. Холодная вода забирается непо- средственно из водоема, в него же сбрасывается нагретая вода (рис. 13.1). При такой системе не предусматриваются какие- либо искусственные сооружения для охлаждения воды. Нагре- тая вода сбрасывается ниже по течению (если водоем — река) или на достаточном удалении (не менее 40 м) от места водо- забора (если водоем — море или озеро). Это делается для предотвращения подмешивания теплой воды к холодной. Существенный недостаток прямоточной системы техническо- го водоснабжения — так называемое тепловое загрязнение окружающей среды, т. е. повышение температуры водоема, куда сбрасывается подогретая вода, что может вызвать в во- доеме нарушение экологического равновесия. Поэтому вопрос теплового загрязнения естественного водоема должен тщатель- ным образом прорабатываться на стадии проектирования АЭС. Прямоточная система может применяться, если минималь- ный дебит водоема по крайней мере в 2—3 раза превышает по- требность АЭС в охлаждающей воде и если станция располо- жена не выше 10—15 м над уровнем водоема. Прямоточная система наиболее проста и, как правило, в несколько раз де- шевле оборотной. 36—7030 561
Рис. 13.1. Прямоточная систе- ма технического водоснабже- ния: / — конденсаторы; 2 — отводящий канал; 3 — сифонные колодцы; 4 — переключательный колодец; 5 — береговая насосная станция; 6 — сетки; 7 — циркуляционные насо- сы; 8 — перепускной канал; 9 — на- порные магистрали Рис. 13.2. Оборотная система тех- нического водоснабжения: / — конденсаторы; 2 — приемные ко- лодцы; 3 — отводящий канал: 4 — си- фонные колодцы; 5 — переключатель- ный колодец: 6 — перепускной канал; 7 — водоприемник; 8— струенаправляю- щая дамба; 9 — самотечные подводя- щие каналы; 10 — циркуляционные на- сосы Оборотная система технического водоснабжения. При обо- ротной системе вода, циркулирующая по замкнутому контуру, нагревается в теплообменниках (конденсаторах турбин, газо- и маслоохладителях и т. п.), а затем охлаждается, проходя через охладитель. Охладителем могут служить градирни, брыз- гальные бассейны и пруды-охладители (рис. 13.2). Такая сис- тема может применяться при малом дебите водоема, а также в тех случаях, когда АЭС расположена на значительном уда- лении от него или на такой высоте от водной поверхности, ког- да применение прямоточной системы затруднительно. Наиболее часто используются пруды-охладители. Как пра- вило, это искусственные сооружения, образованные путем пе- рекрытия плотиной небольшой реки с малым дебитом. Потреб- ная активная площадь пруда, т. е. площадь, по которой осу- ществляется циркуляция воды, составляет 8—10 м2 на 1 кВт установленной мощности. Активная площадь меньше полной площади пруда, так как обычно имеются застойные зоны, вода в которых практически не участвует в циркуляции. Активная и полная площади пруда-охладителя связаны между собой соот- ношением * акт = *w полн» где k — коэффициент использования пруда-охладителя, завися- щий от его формы: /г=0,8-=-0,9 при вытянутой форме пруда, £=0,6-f-0,75 при неправильной форме и &=0,4-f-0,5 при округ- лых очертаниях. Существенную экономию площадей по сравнению с пруда- ми-охладителями позволяют получить брызгальные бассейны. 562
Рис. 13.3. Разрез брызгального бассейна: / — бетонные плиты основания; 2 — слой крупного песка; 3 — слой глины; 4 — стальные опоры; 5 — роликовые опоры; 6 — распределительные трубы; 7 — соплодержатели; 8 — сопла В брызгальных бассейнах вода распыляется соплами в возду- хе над бассейном (рис. 13.3). Чем меньше размер капель воды, распыляемой соплами, тем выше степень охлаждения. В на- стоящее время применяются сопла, обеспечивающие размер капель 1,5—1,8 мм при давлении перед соплами 0,5—0,7 МПа. Для более тонкого распыления требуется больший напор перед соплами, что ведет к соответствующему росту энергозатрат. Еще более компактные охладители при оборотной системе водоснабжения —градирни. Градирня представляет собой баш- ню, выполняемую обычно из бетона, в нижней части которой расположено оросительное устройство, а верхняя часть служит для создания воздушной тяги. В верхнюю часть оросительного устройства подается нагретая вода, которая в виде капель или пленок стекает вниз настречу восходящему потоку возду- ха. Охлаждение воды осуществляется за счет испарения и кон- векции. Охлажденная вода собирается в бассейн, расположен- ный в основании градирни. Потребные земельные площади для сооружения охладите- лей при оборотной системе технического водоснабжения умень- шаются в 30—40 раз при переходе от прудов-охладителей к брызгальным бассейнам и в 180—400 раз при переходе к градирням. Однако пруды-охладители обладают рядом важ- ных преимуществ перед прочими охладителями оборотной сис- темы— прежде всего из-за сравнительной дешевизны и просто- ты. Кроме того, пруды требуют меньшего расхода энергии на привод циркуляционных насосов, так как отсутствует гидрав- лическое сопротивление самого охладителя. Как при прямоточной, так и при оборотной системе техни- ческого водоснабжения можно достигнуть некоторого уменьше- ния потребного напора циркуляционных насосов, применяя си- фонный слив воды в сливной колодец. Смешанная система технического водоснабжения. Кроме прямоточной и оборотной систем в ряде случаев могут приме- 36* 563
няться и смешанные системы, в которые входят элементами и прямоточная и оборотная системы. Необходимость в примене- нии смешанной системы может возникнуть, например, при рас- ширении действующей АЭС, когда существующая прямоточная система не в состоянии обеспечить необходимые расходы ох- лаждающей воды, а также в случае сильных сезонных колеба- ний дебита водоема прямоточной системы водоснабжения. 13.2. СИСТЕМА ВЕНТИЛЯЦИИ Система вентиляции помещений ЯЭУ предназначена для удаления избыточной теплоты и влаги и радиоактивных аэро- золей, выделяющихся при работе оборудования, и создания нормальных санитарно-гигиенических условий для обслужива- ющего персонала. Источниками загрязнения воздуха радиоактивными вещест- вами могут быть продукты деления ядер, прежде всего иод и инертные газы (криптон и ксенон). Кроме того, возможна ак- тивация различных веществ, находящихся в воздухе, например пыли, нейтронами. Стабильный нуклид 40Аг, содержание кото- рого в сухом атмосферном воздухе составляет 0,93%, под воз- действием нейтронов превращается в радиоактивный нуклид 41 Аг с периодом полураспада 1,82 ч. Наконец, попадание ра- диоактивных веществ в воздух возможно в результате различ- ных протечек активного теплоносителя первого контура. В основу создания системы вентиляции помещений ЯЭУ по- ложен принцип раздельной вентиляции зоны свободного режи- ма и зоны строгого режима — так называемой контролируемой зоны. Под зоной свободного режима понимают ту группу поме- щений ЯЭУ, где воздействие на персонал радиационных фак- торов исключено. В контролируемой зоне возможно воздейст- вие на персонал радиационных факторов. Вентиляция помеще- ний каждой зоны обеспечивается раздельными системами. В свою очередь в контролируемой зоне различают: обслуживаемые помещения, в которых при рабо- тающем реакторе возможно пребывание персонала в течение рабочего дня, если суммарная доза его облучения находится в допустимых пределах (центральный зал, коридоры, лабора- тории и т. п.); полуобслуживаемые помещения, в которых при работающем реакторе допустимо кратковременное, эпизодиче- ское пребывание персонала (например, помещения обслужива- ния ГЦН); необслуживаемые помещения, в которых пребы- вание персонала при работающем реакторе не допускается (по- мещения боксов парогенераторов, компенсаторов давления, главных запорных задвижек и т. п.). 564
Рис. 13.4. Клапан избыточного давления: / — противовес; 2 — качающаяся штанга; 3 — тарелка с резиновой уплотнительной ман- жетой; 4 — фланец с опорным кронштейном; 5 — закладная деталь; 6 — футорка; 7—игла Полуобслуживаемые и необслуживаемые помещения — это в основном помещения, в которых располагаются оборудование и трубопроводы первого контура. Как правило, эти помещения герметичны и рассчитываются на избыточное давление до 0,1 МПа, с тем чтобы в случае аварийной разгерметизации первого контура обеспечить локализацию аварии. Отличитель- ными особенностями эксплуатационных условий в этих поме- щениях являются высокий 7_Ф°н, наличие в воздухе изотопов иода и некоторых инертных газов, а также значительное коли- чество теплоты, выделяемой оборудованием первого контура, и повышенная влажность. В обслуживаемых помещениях, например в центральном зале, эксплуатационные условия характеризуются незначитель- ным количеством теплоты и влаги, а также возможностью по- явления радиоактивных аэрозолей, вероятность чего резко воз- растает во время проведения перегрузок и планово-предупре- дительных ремонтов (ППР), когда открываются шахта аппа- рата и бассейн выдержки ТВС. Системы приточной и вытяжной вентиляции подают и уда- ляют воздух таким образом, чтобы в помещениях с наиболь- шим загрязнением воздуха создать разрежение по отношению к менее загрязненным помещениям и таким образом исключить 565
перетекание воздуха из более «грязных» помещений в более «чистые». Для вентиляции необслуживаемых и полуоб- служиваемых помещений приточный воздух подается в обслуживаемые коридоры и перепускается в помещения че- рез клапаны избыточного давления (рис. 13.4). Разрежение в этих помещениях, примерно 100—150 Па, создается вытяж- ными системами. Клапаны могут быть настроены на перепады давления от 30 до 100 Па. Они предназначены для локализа- ции аварий, сопровождающихся значительными утечками теп- лоносителя первого контура и соответствующим повышением в герметичных помещениях. Для проветривания необслуживаемых и полуобслуживае- мых помещений после возможных аварий имеется и приточная система, подающая воздух непосредственно в эти помещения, которая при нормальном режиме работы ЯЭУ отсечена клапа- нами-заглушками с электроприводом. Воздух, удаляемый из необслуживаемых помещений вытяжными системами, очищает- ся в аэрозольных (тканевых) и угольных фильтрах и выбрасы- вается через вентиляционную трубу. При повышении давления в этих помещениях сверх установленных пределов, обычно сверх 300 Па (что свидетельствует об аварийной ситуации), вытяжные системы отсекаются клапанами-заглушками. Для удаления избыточной теплоты используются рециркуляцион- ные установки, с помощью которых температура в помещениях поддерживается в пределах 315—325 К. В обслуживаемые помещения воздух подается не- посредственно приточными системами. Приточный воздух, по- даваемый во все помещения аппаратного отделения в соответ- ствии с санитарными нормами проектирования АЭС, фильтру- ется в масляных фильтрах, а в зимнее время дополнительно подогревается. В стационарном режиме работы реактора не предполагает- ся выделение в воздух обслуживаемых помещений радиоактив- ных аэрозолей и газов. Для предупреждения распространения возможных загрязнений из обслуживаемых помещений контро- лируемой зоны в зону свободного режима в обслуживаемых помещениях поддерживается небольшое разрежение — около 30—50 Па. Санитарными правилами проектирования АЭС предусмотрен воздухообмен в основных обслуживаемых поме- щениях не менее однократного в час. Удаляется воздух из об- служиваемого помещения вытяжными системами в вентиляци- онную трубу без очистки. Как правило, осуществляют двукрат- ный воздухообмен в час. Описанную схему организации вентиляции контролируемой зоны, когда воздух последовательно направляют из более чис- тых помещений в более грязные, принято называть ступенча- 566
той системой подачи воздуха в отличие от схемы непосредст- венной подачи воздуха, когда его подают в каждое помещение и удаляют из него самостоятельно. Ступенчатая схема венти- ляции позволяет несколько уменьшить общий объем вентиля- ционного воздуха. К ее достоинствам можно отнести надежно- сти сохранения разности давления между «грязными» и «чис- тыми» помещениями и стабильность направления потоков воз- духа при поломке какого-либо вентилятора. Важная составная часть вентиляционной системы, обслуживающей центральный реакторный зал,— рециркуляционная установка, предотвраща- ющая выход в воздух газов и аэрозолей вместе с водяным па- ром с открытой водной поверхности шахты аппарата (для ре- актора ВВЭР) и бассейна выдержки ТВС во время их перегрузки. Эта рециркуляционная установка обеспечивает пе- рекрытие водного зеркала направленным потоком воздуха с последующей его очисткой. Все приточные и вытяжные системы, обеспечивающие вен- тиляцию помещений контролируемой зоны, обязательно резер- вируются, причем во многих случаях предусматривается 100%-ное резервирование. Основными помещениями зоны свободного режима для двух- и трехконтурных АЭС являются машинный зал, по- мещения щитов управления и др. Во время работы там выде- ляется значительное количество теплоты, а в машинном отде- лении — теплоты и влаги. Для их удаления в машинном зале, как правило, предусматривается естественная аэрация, однако в последнее время все большее распространение получает и приточно-вытяжная вентиляция с механическим побуждением. В помещениях щитов управления обычно предусматривается кондиционирование воздуха. Если АЭС выполнена по одноконтурной схеме, то вопросы вентиляции машинного зала решаются так же, как и других обслуживаемых помещений контролируемой зоны. Все воздуш- ные выбросы с АЭС производятся через вентиляционную трубу высотой 100—150 м. Например, для АЭС с ВВЭР-440 срору- жается на два блока одна труба высотой 120 м, диаметром в устье 3 м. Общий объем выбрасываемого через нее воздуха составляет 527 000 м3/ч при скорости выброса 20 м/с. Основные агрегаты, перекачивающие воздух на АЭС, как правило, объединяются в вентиляционные центры. Это упро- щает обслуживание агрегатов, но увеличивает протяженность воздуховодов. 13.3. ДЕЗАКТИВАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ Работа ЯЭУ сопровождается радиоактивными загрязнения- ми внутренних и наружных поверхностей оборудования конту- ра, а также поверхностей тех помещений, где оно расположено. 567
Основными источниками радиоактивного загрязнения контура могут служить дефектные твэлы, продукты коррозии, а также продукты износа движущихся частей оборудования. Продукты коррозии и износа переносятся теплоносителем по контуру и активируются нейтронами в активной зоне ядерного реактора. При этом могут происходить следующие реакции, в результате которых образуются радиоактивные нуклиды: 58Fe(/z, 7)59ре(Г1/2 = 45 сут); 59Co(az, 7)боСо(Г1/2=5,3 года); 58№(/г, р)58Со(Г1/2=71,3 сут); 50Сг(/г, у)*1Ст(Т1/2=27,8 сут); 51Fe(/z, p)**Mn(TU2=29l сут). Различают следующие виды загрязнений: нефиксированное, слабофиксированное и прочно фиксированное. Первое вызвано адгезионным процессом и характеризуется наличием границы раздела между радиоактивным веществом и поверхностью. Второе вызывается в основном адсорбцией нуклидов и ионным обменом и характеризуется загрязнением поверхностного слоя. Третье же связано с коррозионными процессами, образованием оксидной пленки и диффузией и характеризуется загрязнением глубинных слоев. На практике возможно сочетание различных видов загрязнений. Например, при попадании радиоактивных капель на поверхность первоначально имеет место адгезия и дезактивация может быть осуществлена простым удалением капель; если капли остаются на поверхности более длительное время, то радиоактивные нуклиды могут адсорбироваться на поверхности; в дальнейшем может начаться их диффузия, со- провождаемая в ряде случаев коррозией материала поверхно- сти. Результатом описанного процесса может стать глубинное загрязнение, которое и будет определять процесс дезактива- ции. Под дезактивацией обычно понимают удаление с поверх- ностей радиоактивных загрязнений. В более широком смысле в это понятие включают также обезвреживание радиоактивных отходов. В качестве основной характеристики эффективности дезактивации принят коэффициент дезактивации где Ак — начальная активность деазактивируемого объекта; Ак — конечная активность. Коэффициент дезактивации — это относительная характеристика. Поэтому эффективность раз- личных методов дезактивации можно сравнивать лишь в оди- наковых условиях: для одной и той же системы и для одина- кового начального загрязнения. 568
Следует отметить, что дезактивация — это дозоемкий (для персонала ЯЭУ) процесс. Поэтому не всегда коэффициент дез- активации дает объективную его оценку. Правильнее оцени- вать эффективность дезактивации по снижению общих дозовых затрат персонала ЯЭУ, учитывая и его облучение при прове- дении дезактивации. Например, при /Сд=3 реальное снижение дозовых затрат может составить примерно 20—30%. Активация внутренних поверхностей конту- р а связана прежде всего с тем, что радиоактивные нуклиды, входящие в состав продуктов коррозии, разносятся теплоноси- телем по контуру: часть из них (~40—50%) внедряется в ок- сидную пленку, которой покрыты внутренние поверхности обо- рудования и трубопроводов; часть (~40%) в виде осадков и грубых взвесей скапливается в застойных зонах (щелях, тупи- ковых полостях и т. п.) в виде шлама, образуя на оборудова- нии места с высокой активностью — так называемые «горячие пятна», и небольшая часть ( — 10—20%) выводится из контура системой очистки теплоносителя с организованными и неорга- низованными протечками. Активация наружных поверхностей контура может вызываться либо попаданием на поверхность радиоак- тивной пыли или аэрозолей, либо непосредственным контактом поверхности с радиоактивным веществом. Как правило, основная доля поверхностной активности обо- рудования обусловливается активированными продуктами кор- розии, причем эти продукты могут быть как прочно внедрен- ными в тонкую оксидную пленку, так и более свободно связан- ными с поверхностью. Таким же образом оказываются связан- ными и радиоактивные вещества, попавшие в теплоноситель из дефектных твэлов. Следовательно, имеют место слабо фиксиро- ванные и прочно фиксированные загрязнения. Практика пока- зывает, что до тех пор, пока не удалена полностью оксидная пленка, коэффициенты дезактивации остаются весьма низки- ми, т. е. надежная дезактивация оборудования и трубопрово- дов может быть обеспечена только после растворения и уда- ления оксидной поверхностной пленки. При дезактивации оборудования ЯЭУ можно выделить три группы мероприятий: 1) дезактивацию первого контура без разборки путем циркуляции специальных растворов; 2) дезактивацию съемного оборудования, связанную с де- монтажом (например, дезактивацию выемной части ГЦН или приводов СУЗ); 3) дезактивацию поверхностей помещений, наружных по- верхностей трубопроводов, инструмента и т. п. Основными методами дезактивации оборудования и поме- щений являются: химический, химико-механический, электро- 569
Таблица 13.1. Растворы для дезактивации оборудования первого контура ЯЭУ Вариант 1 2 3 Состав раствора 2 % едкого кали (КОН)-f 0,3 % перман- ганата калия (КМп04) 0,5 % щавелевой кислоты (Н2С204) 4% едкого кали (КОН) +0,4% пер- манганата калия (КМп04) 1 % щавелевой кислоты (H2C204)-f 1 % лимонной кислоты (Н8Сб07) 2% едкого кали (КОН)+0,2 % перман- ганата калия (КМп04) 0,25 % щавелевой кислоты (Н2С204)-|- -)-0,25 % лимонной кислоты (Н8С607) Время обра- ботки, ч 1-1,5 1—2 1—1,5 1—2 2-6 3-9 т, к 1 360—365 370—375 375—380- химический, пароэмульсионный, гидродинамический. Выбор то- го или иного метода определяется характером загрязнение габаритными размерами и конфигурацией объектов дезакти- вации, применяемыми конструкционными материалами и т. д. Химический метод дезактивации основан на том, что оксидную пленку вместе с сорбированными на ней радиоактивными веществами можно удалить при помощи окис- лительно-восстановительных реакций. Он заключается в после- довательной обработке загрязненных объектов щелочным и кислотным растворами. Такие растворы иногда сами могут вы- зывать коррозию дезактивируемых поверхностей. В этих случаях обрабатывают дезактивируемые поверхности гидрази- ном (если материалом служат перлитные стали), добавляют в дезактивирующие растворы тиомочевину (для углеродистых сталей) и т. п. Однако есть данные о том, что применение некоторых ингибиторов коррозии может в несколько раз сни- зить эффективность дезактивирующих растворов. Некоторые наиболее употребительные рецептуры водных дезактивирующих растворов, применяемых для дезактивации оборудования и трубопроводов первого контура ЯЭУ, приве- дены в табл. 13.1. Иногда к щавелевой кислоте вместо лимон- ной добавляют азотную кислоту или пероксид водорода. Дезактивацию химическим методом обычно проводят в не- сколько циклов (2—3). Один цикл дезактивации включает в себя четыре последовательные обработки поверхностей: 1) щелочную обработку; 2) водную промывку; 3) кислотную обработку; 4) водную промывку. После каждого цикла заме- ряется у-фон. Циклы повторяются до получения желаемого ре- зультата. Рассмотренный химический метод применяют для дезакти- вации петель реактора, установок спецводоочистки (СВО), вы- 570
емной части ГЦН и его дета- лей, приводов СУЗ, арматур, инструментов и приспособле- ний. Для примера рассмотрим, как осуществляется дезакти- вация выемной части ГЦН. Выемная часть ГЦН устанав- ливается в специальную ванну, конструкция которой позволяет обрабатывать только нижнюю, наиболее загрязненную часть ГЦН (рис. 13.5). В ванне име- ются: паровой подогреватель (для подогрева дезактивирую- щих растворов до требуемой температуры) и барботажное устройство, через которое по- дается сжатый воздух для лучшего перемешивания раст- воров. Ванна заполняется рас- творами после установки в ней выемной части ГЦН. Дезакти- вация осуществляется попере- менной подачей в ванну ще- лочного и кислотного растворов мывкой. Химик о-м еханический мет од дезактивации является разновидностью рассмотренного метода. При его ис- пользовании в дополнение к обработке десорбирующими ще- лочными и кислотными растворами осуществляют механиче- ское воздействие на загрязнение с помощью скребков, швабр, щеток и т. п. Этот метод применяют для дезактивации крупно- го оборудования, полов и стен производственных помещений. Особо отметим то обстоятельство, что при применении хи- мических методов дезактивации недопустимо использование в дезактивирующих растворах соляной кислоты, поскольку хлорид-ион крайне неблагоприятно воздействует на коррози- онную стойкость нержавеющих сталей (см. гл. 11). Примене- ние соляной кислоты допускается лишь в случае загрязнения поверхности радиоактивными изотопами рутения, но с соблю- дением специальных мер предосторожности и по особой про- грамме. Электрохимический метод дезактивации ис- пользуется для удаления прочно фиксированных радиоактив- ных загрязнений, когда применение химического метода неэф- фективно или технически затруднено. При использовании этого 571 Рис. 13.5. Дезактивация выемной ча- сти ГЦН: / — дезактивирующий раствор; 2 — грею- щий пар; 3 — сжатый воздух; 4 — слив с промежуточной водной про-
метода дезактивируемую поверхность подвергают электрохи- мическому травлению под действием постоянного тока плотно- стью 10—20 А/дм2, после чего производится водная промывка. Дезактивируемая поверхность служит анодом и с нее удаля- ется поверхностный слой вместе с радиоактивными загрязне- ниями. В качестве электролита применяются водные растворы щавелевой (Н2С204) или ортофосфорной (Н3Р04) кислоты концентрацией 1,5—2%. Рассматриваемый метод используют для дезактивации де- талей и узлов насосов, приводов СУЗ, наружных и внутренних поверхностей трубопроводов, стаканов главных запорных за- движек (ГЗЗ) и т. п. Различают «мокрый» и «полусухой» спо- собы электрохимической дезактивации. «Мокрый» способ мож- но применять лишь для небольших по габаритам узлов и деталей, ибо он связан с необходимостью их полного погруже- ния в электролит. При «полусухом» способе используется вы- носной катод, форма которого для полного прилегания должна соответствовать форме дезактивируемой поверхности: для плоской поверхности требуется плоский катод, для выпуклой поверхности — вогнутый катод и т. д. Для устранения корот- кого замыкания между выносным катодом и дезактивируемой поверхностью прокладывают изоляцию из шерстяной или хлоп- чатобумажной ткани, которая непрерывно смачивается элект- ролитом. Пароэмульсионный метод дезактивации ос- нован на действии на загрязненную поверхность струи, состо- ящей из смеси пара и десорбирующего раствора. Это один из наиболее экономичных методов дезактивации. Струя направля- ется на загрязненную поверхность с помощью пароэжекцион- ного устройства. Дезактивация поверхности обеспечивается гидродинамическим воздействием пароэмульсионной струи сов- местно с химическим воздействием десорбируемого раствора, имеющего температуру более 325 К. В качестве десорбирую- щих растворов могут быть использованы растворы минераль- ных кислот и щелочей (при дезактивации поверхностей из не- ржавеющих сталей), а также растворы органических кислот — щавелевой или лимонной (при дезактивации поверхностей из углеродистых сталей). Пароэжекционное устройство может быть использовано в любых помещениях, где имеется магист- раль насыщенного пара необходимого давления (~0,5 МПа). Десорбирующие растворы могут подаваться в устройство из любых переносных открытых емкостей, поскольку струя пара, создавая разрежение при истечении из специального насадка со сверхкритической скоростью, обеспечивает подсос раствора за счет эжекционного эффекта. Этот метод находит примене- ние для дезактивации различных помещений, например боксов ГЦН, внутренних поверхностей различных емкостей, стен бас- 572
сейнов перегрузки и выдержки ТВС, полов, загрязненных мас- лом, станков и т. п. Гидродинамический метод дезактивации за- ключается в воздействии на загрязненную поверхность ком- пактной высоконапорной струи воды или десорбирующего рас- твора. Для этого используется гидромонитор — подвесная ма- шинка с вращающимися по сфере соплами. Вращение сопл осуществляется за счет реактивного действия струй. В качест- ве десорбентов могут использоваться различные моющие сред- ства, а также слабые растворы кислот и» щелочей. Гидродина- мический метод целесообразно использовать для механической очистки емкостей от различных осаждений, а также для дез- активации производственных помещений. Кроме рассмотренных существует и ряд других методов дез- активации оборудования и помещений. Среди них заслуживают упоминания следующие: пенный метод дезактивации — для обработки по- верхностей в загроможденных помещениях: поверхности обра- батываются пеной, содержащей химические реагенты; метод дезактивации сухими сорбентами — для обработки больших поверхностей полов: поверхность обра- батывается небольшим количеством химического раствора с по- следующим покрытием слоем порошкообразного сорбента; метод дезактивации с использованием лег- косъемных полимерных покрытий — для локализа- ции радиоактивных загрязнений и упрощения последующей дезактивации: поверхности покрывают легкосъемными поли- мерными покрытиями, которые при дезактивации удаляют. Обезвреживание радиоактивных отходов. Эксплуатация ЯЭУ неизбежно сопровождается накоплением твердых, жидких и газообразных радиоактивных отходов. Газообразные отходы появляются в результате ра- боты системы спецвентиляции, особенно в периоды ухудшен- ной радиационной обстановки (например, в периоды перегруз- ки). Они могут появляться также в результате работы системы технологических сдувок, которая обеспечивает удаление газов, выделяющихся с надводных пространств «грязных» технологи- ческих баков, а также газов, которые вытесняются из баков водой при опорожнении первого контура. Для дезактивации таких отходов используется либо обыч- ная выдержка в газгольдерах в течение времени, необходимого для распада радиоактивных нуклидов (прежде всего 133Хе), либо очистка в адсорбционных установках. Газгольдеры могут монтироваться непосредственно в нижней части вентиляцион- ной трубы. В них уменьшают активность газа в 3—6 раз. Это единственный способ очистки газа от Аг. 573
Рис. 13.6. Принципиальная схема РХГС ВВЭР-440: 1, 4 —теплообменники; 2 — влагоотделитель; 3 — цеолитовые адсорберы; адсорберы; 6 — газодувка; 7 — вентиляционная труба Широкое распространение на АЭС получил метод очистки радиоактивных газов, основанный на сорбции Хе и Кг на ак- тивированном угле. Установки, где осуществляется этот про- цесс, называют радиохроматографическими газовыми система- ми (РХГС). Принципиальная схема такой системы для АЭС с реакторами ВВЭР-440 приведена на рис. 13.6. Газовые сдувки, имеющие после сжигания водорода боль- шую влажность, поступают в теплообменник / со встроенным влагоудалителем при температуре 333—343 К. При прохожде- нии через теплообменник газы охлаждаются до 293 К и на- правляются на влагоотделитель, заполненный стекловолокном. За влагоотделителем установлены цеолитовые фильтры (рабо- чий и резервный), где осуществляется глубокая осушка газа. В цеолитовом фильтре за счет выделения теплоты адсорбции газ нагревается до 333—343 К. Чтобы сорбция Хе и Кг акти- вированным углем происходила более эффективно, газ охлаж дают в теплообменнике 4 до 293 К и направляют на фильтры- адсорберы, где он очищается, после чего газ сбрасывается в вентиляционную трубу 7. Жидкие отходы появляются вследствие очистки воды первого контура, других вод АЭС и т. п. При их дезактивации придерживаются двух основных принципов: раздельная дезак- тивация вод, различающихся радиоактивностью и физико-хи- мическими показателями; наиболее полный возврат очищенных вод в цикл. Из многообразия способов дезактивации жидких радиоактивных отходов наибольшее практическое применение 574
находят метод ионного обмена и метод упаривания. Наиболее универсален метод многоступенчатого упаривания в выпарных аппаратах, обеспечивающий высокую степень очистки воды от радиоактивных примесей. Этот метод позволяет существенно снизить объем, занимаемый жидкими отходами. Твердые отходы образуются при отверждении жидких радиоактивных отходов. Отверждение жидких отходов произ- водится потому, что захоронение их не может быть надежным, пока они находятся в жидкой фазе. Для отверждения исполь- зуют методы цементирования или битумирования, заключаю- щиеся в том, что в концентраторы жидких отходов добавляют связывающие цемент или битум. Весьма перспективен способ отверждения жидких отходов путем добавления к ним в горячем виде веществ, образующих кристаллогидраты. При остывании раствора образуется крис- таллогидрат и концентрат отвердевает. К твердым радиоактивным отходам относят вышедшие из строя загрязненные инструменты и детали реакторной уста- новки, а также сильно загрязненную спецодежду и обувь, дез- активация которых нецелесообразна. Твердые радиоактивные отходы обезвреживают путем их захоронения. Перед захоронением твердых отходов стремятся максимально уменьшить их объем. При окончательном захоро- нении предусматриваются отказ от контроля за состоянием от- ходов и невозможность их извлечения из мест захоронения. При захоронении должно гарантироваться нераспространение радиоактивности в течение сколь угодно долгого времени. Твердые радиоактивные отходы захоранивают в специаль- но сооружаемых хранилищах. Возможно использование для этой цели заброшенных соляных и известковых шахт, вечной мерзлоты и глубинных геологических формаций. Следует подчеркнуть, что проблема надежного захоронения радиоактивных отходов — одна из наиболее острых для совре- менной ядерной энергетики.
Часть четвертая УСТРОЙСТВО И КОМПОНОВКА ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК Глава 14 РАЗМЕЩЕНИЕ И КОМПОНОВКА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ СООРУЖЕНИЙ И ОБОРУДОВАНИЯ АЭС 14.1. ВЫБОР МЕСТА И ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН АЭС Необходимость строительства АЭС, как и любой новой электростанции, устанавливается в зависимости от планов развития народного хозяйства и увеличения энергопотребления в том или ином конкретном районе. Строительство АЭС наибо- лее целесообразно в районах, где нет запасов органического топлива и доставка его из других районов экономически невы- годна. При выборе места строительства АЭС руководствуются стремлением получить минимум затрат средств и времени при сооружении станции и максимальные удобства, надежность и экономичность при ее эксплуатации. Несмотря на то что для размещения АЭС имеется большая свобода по сравнению с другими станциями ,(нет необходимости жесткой привязки к конкретным рекам, как у гидроэлектростанции, и не нужно непрерывной доставки больших количеств топлива, как для станции на органическом топливе), все же с увеличением мощ- ности АЭС и их числа выбор места для них усложняется. Дело в том, что строительство мощных и сверхмощных АЭС связано с изменением условий протекания многих процес- сов в окружающей среде. Прежде всего это относится к по следствиям выброса в районе станции огромных потоков теп- лоты и влаги. Поэтому требуется заблаговременное тщатель- ное изучение и прогнозирование этих воздействий АЭС на окружающую среду. Одно из основных требований при оценке возможности строительства электростанции — обеспечение безопасности ее эксплуатации для населения в районе размещения, которая регламентируется нормами радиационной безопасности. В СССР действуют «Нормы радиационной безопасности (НРБ—76/87)», учитывающие рекомендации международной 576
комиссий по радиационной защите (МКРЗ). Согласно этим нормам предельно допустимые выбросы радиоактивных ве- ществ в атмосферу и открытые водоемы определяются исходя из того, что облучение населения, вызванное работой АЭС, не должно быть выше 5% всех возможных способов облучения. Для проживающих в районе АЭС годовая доза облучения не должна превышать более чем в 5 раз дозу облучения, обуслов- ленную естественным фоном. Это особенно важно учитывать при планировании развития ядерной энергетики и оценке суммарных выбросов со всех эксплуатируемых атомных стан- ций в каком-либо районе. Обязательное мероприятие по защите окружающей среды, территории и населения от вредных воздействий при эксплуа- тации АЭС — создание вокруг нее санитарно-защитной зоны. Размеры этой зоны устанавливаются и согласуются с органами Государственного санитарного надзора особо в каждом кон- кретном случае исходя из мощности реактора, уровня и соста- ва предполагаемого излучения, метеорологических условий и т. п. В санитарной защитной зоне запрещается проживать на- селению, но разрешается располагать здания подсобного на- значения, склады, гаражи, пожарное депо, столовые для об- служивающего персонала и т. п. Промплощадка АЭС электрической мощностью 440 МВт и больше должна располагаться не ближе 25 км от городов с населением свыше 300 тыс. чел., не ближе 40 км от городов с населением более 1 млн. чел. Для ACT благодаря низкому давлению и специально принятым мерам по ее безопасности это расстояние уменьшено до 2—4 км. Располагаться АЭС должна с подветренной стороны соглас- но розе ветров по отношению к крупным населенным пунктам. В районе площадки во избежание заражения грунтовых вод при возможных протечках радиоактивных жидкостей их уро- вень должен находиться не менее чем на 1,5 м ниже уровня пола подземных сооружений АЭС. Из этих же соображений вокруг пункта подземного хранения жидких радиоактивных отходов устанавливается санитарно-защитная зона, в пределах которой запрещается использование поверхностных и грунто- вых вод для хозяйственно-питьевого и сельскохозяйственного водоснабжения. Воздух и газы, удаляемые из технологических и производственных помещений станций, должны выбрасывать- ся в атмосферу только после тщательной очистки и выдержки через высокие вентиляционные трубы. Возможность установки таких труб также должна учитываться при выборе места стро- ительства АЭС. Следующим условием, имеющим определяющее значение при выборе места строительства АЭС, является техническое водоснабжение. Мощные АЭС потребляют для конденсации 37—7000 677
отработавшего пара турбин огромное Количество йоды. Свя- занные с этим капитальные затраты требуют при выборе места тщательного технико-экономического обоснования принимае- мой системы технического водоснабжения. Возможность ис- пользования тех или иных естественных источников и водоемов должна тщательно и всесторонне исследоваться, в том числе и с точки зрения охраны окружающей среды (отсутствия нару- шения водного режима, недопустимости повышения температу- ры воды в водоемах более чем на 3—5°С и т. п.). Далее, при выборе площадки для строительства АЭС сле- дует руководствоваться следующими требованиями: земли, от- водимые для сооружения АЭС, должны быть малопригодны для другого использования; рельеф местности должен быть по возможности ровным (уклон 0,005—0,01), а грунт площадки — пригодным для сооружения производственных зданий (допус- тимое давление от сооружений — не менее 0,20—0,25 МПа); уровень грунтовых вод должен находиться ниже глубины зало- жения подвалов зданий и подземных инженерных коммуни- каций. Территория электростанции должна быть достаточна для размещения всех основных и вспомогательных производствен- ных сооружений, строительной базы и жилого поселка с уче- том возможного расширения АЭС. Площадку строительства АЭС, как правило, не допускает- ся размещать в районах, сейсмичность которых выше 8 баллов, в районах оползней и селевых потоков, в заболоченных райо- нах, в зонах возможного затопления в результате разрушения плотин и дамб, в районах действия снежных лавин и других стихийных бедствий. Для определения возможности строитель- ства АЭС на месте предполагаемой площадки проводятся ин- женерно-геологические, топографо-геодезические, гидрологиче- ские изыскания и метеорологические исследования. Оконча- тельно место и площадку для сооружения станции выбирают на основании технико-экономического сравнения нескольких выбранных вариантов. Генеральный план АЭС представляет собой чертеж, на ко- торый нанесены положения в плане, габариты и высота всех сооружений станции. Показаны производственные и складские площадки, автомобильные дороги и проезды, железнодорожные пути, открытые каналы технического водоснабжения и комму- никации водопроводов и канализации, открытое распредели- тельное устройство и выходы линий электропередачи. Все здания и сооружения АЭС подразделяются на здания и сооружения основного производственного назначения и на подсобно-производственные и вспомогательные здания и соору- жения. К первым относятся: главный корпус, в котором могут быть размещены реакторное отделение, оборудование первого 678
Рис. 14.1. Схема генерального плана АЭС: / — главный корпус с блоком вспомогательных систем; 2 — открытая установка транс- форматоров; 3 — административно-бытовой корпус и столовая; 4 — башня ревизии транс- форматоров и маслохозяйство; 5 — насосная станция технического водоснабжения: 6 — подводящий канал— напорный бассейн; 7 — водоразборные сооружения; 8 — сбросный канал- 9 — объединенный вспомогательный корпус; 10 — дизель-генераторная станция; // — компрессорная; 12 — хранилище жидких и твердых отходов; 13 — азотно-кислород- ная станция; 14 — ремонтно-строительный цех; 15 — склад химреагентов; 16 — ресиверы водорода; 17 — склад свежего топлива; 18 — ацетилено-генераторная станция; 19 — склад топлива для котельной; 20 — резервная котельная; 21 — склад серпентенита; 22 — пло- щадка оборудования; 23 — склад графита и второго контуров, машинный зал, бассейны выдержки твэ- лов, этажерки электроустройств, щиты управления и рентиля- ционный центр; спецкорпус, который включает систему специ- альной очистки радиоактивного контура и хранилища жидких и твердых радиоактивных отходов; распределительное устрой- ство открытого или закрытого типа; вентиляционная труба; сооружения технического водоснабжения; химводоочистка; ди- зель-генераторная. Ко вторым относятся: административный корпус, санитарно-бытовой корпус со спецпрачечной, здания ацетиленовой, кислородно-азотной и компрессорной станций, мастерские, склады, гараж, пожарное депо и т. п. Генеральный план разрабатывается в соответствии с тре- бованиями строительных норм, норм технологического проек- тирования тепловых станций и санитарных правил по проек- тированию атомных станций (СП АЭС-79). В соответствии
Рис. 14.2. Общий вид АЭС: / — главный корпус; 2 — объединенный вспомогательный корпус; 3 — склад химреакти- вов; 4 — административно-бытовой корпус; 5 — дизель-генераторная станция; 6 — храни- лище жидких и твердых отходов; 7 — азотно-кислородная станция; 8 — резервная ко- тельная; 9 — склад свежего топлива с требованиями последних все производственные объекты стан- ции, здания и помещения в них разделяются на зону строгого режима, где возможно радиационное воздействие на персонал, и зону свободного режима, где это воздействие исключено. В зону строгого режима входят злания, в которых может про- изойти выделение радиоактивных газов и аэрозолей. Эти зда- ния располагают с подветренной стороны к зоне свободного режима, где в свою очередь размещаются административный корпус, мастерские и другие помещения для обслуживающего персонала. При разработке генерального плана это разделе- ние на зоны обязательно учитывается и всегда должно быть исключено прямое (без санпропускника и контроля) попада- ние из одной зоны в другую. Основная задача разработки генерального плана АЭС — оп- тимальное по безопасности, удобству эксплуатации, экономии занимаемого места и затрат расположение всех основных и вспомогательных сооружений станции на отводимой для этого 580
территории. Степень совершенства генерального плана харак- теризуют: удельной площадью, ограниченной оградой, га/100 МВт; коэффициентом застройки — долей площади, за- нятой зданиями; коэффициентом использования — долей пло- щади, занятой зданиями и открытыми наземными устройства- ми (открытым распределительным устройством, каналами во- доснабжения, железными и автомобильными дорогами и т. п.). Для современных тепловых станций эти показатели состав- ляют: площадь участка в ограде (без водохранилища и подъ- ездных путей) 1—2,5 га/100 МВт, коэффициент застройки 25—40%, коэффициент использования территории 65—70%. Для примера на рис. 14.1 и 14.2 приведены генеральный план и общий вид АЭС. Площадка АЭС (рис. 14.1) имеет пря- моугольную форму. Слева предусмотрено место для строитель- ства второй очереди. Все основные производственные помеще- ния (включая ремонтные службы) сосредоточены в главном корпусе 1 (рис. 14.1). За пределы главного корпуса вынесены хранилища жидких и твердых отходов 12. Вспомогательные и подсобные здания, склады сконцентрированы в другой сторо- не территории. Основной подводящий канал, насосная станция, водоразбор- ные сооружения технического водоснабжения расположены ,со стороны машинного зала главного корпуса, что обеспечивает минимальную протяженность подводящих и отводящих трубо- проводов и каналов к конденсаторам турбин. Наиболее рацио- нально также расположение с этой же стороны главного кор- пуса открытых распределительных устройств 2. Площадка станции обнесена оградой. Все безрельсовые пути асфальтит рованы, а территория озеленена. 14.2. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ В ГЛАВНОМ КОРПУСЕ АЭС Основное сооружение АЭС — главный корпус. По своему составу главный корпус может представлять собой одно зда- ние или целый строительный комплекс, состоящий из несколь- ких зданий. В этом строительном комплексе размещаются ос- новное оборудование, обеспечивающее производство электро- энергии, и значительная часть вспомогательных систем и служб, связанных с регулированием, контролем и безопасно- стью работы этого оборудования и всей станции в целом. В со- ответствии с установленным оборудованием и функциональным назначением помещений в главном корпусе формируются про- изводственно-технологические отделения, например комплекс помещений, обслуживающих реактор, объединяется в реактор- ное отделение, комплекс помещений, обслуживающих турби- ны, — в машинный зал и т. п. Чаще всего главный корпус АЭС состоит из реакторного от- деления, машинного зала, спецкорпуса и промежуточного мно- 38—7000 581
гоэтажного помещения •— этажерки энергоустройств и деаэра- торов. В реакторном отделении обычно монтируются реактор и все оборудование, необходимое для его нормальной эксплуа- тации и обеспечения безопасности в аварийной ситуации. На- пример, в реакторном отделении двухконтурных станций с во- до-водяными реакторами располагают все оборудование пер- вого контура (включая парогенераторы), работающие с радио- активным теплоносителем под высоким давлением, системы выдержки отработавшего топлива, систему аварийного расхо- лаживания и спринклерную систему. В машинном зале расположены турбогенераторная установ- ка, конденсаторы, регенеративные, подогреватели высокого и низкого давлений и другие теплообменники, питательные, кон- денсационные, дренажные насосы. Сюда же относятся быстро- действующие редукционные устройства сброса пара (БРУ), эжекторные установки. В промежуточном многоэтажном помещении могут распола- гаться электротехнические устройства, помещения блочного щита управления, щитов систем управления защитой и дози- метрического контроля, помещение приточного вентиляционно- го центра. Здесь же проходят кабельные коридоры силовых ли- ний, слаботочных измерительных линий и импульсных трубок, идущих от щитов управления и дозиметрического контроля в реакторное отделение и машинный зал. Часто в верхнем этаже промежуточного помещения размещают деаэраторы, в связи с чем оно носит название деаэраторной этажерки. Спецкорпус может представлять собой либо отдельное зда- ние, либо пристройку к машинному залу или реакторному от- делению. Здесь находятся в основном службы первого контура, которые могут быть вынесены из реакторного отделения. К ним относятся установки очистки теплоносителя первого контура (спецводоочистка), мастерские по ремонту радиоактивного обо- рудования, хранилища радиоактивных отходов и другие служ- бы, связанные с очисткой радиоактивного контура и хранени- ем радиоактивных отходов. Взаимное расположение оборудования, служебных помеще- ний и увязку этого расположения со строительными конструк- циями называют компоновкой. Компоновка главного корпуса существенным образом влияет на технико-экономические пока- затели АЭС. От принятого решения по компоновке главного корпуса прямым образом зависят размеры капитальных затрат на сооружение станции, экономичность и надежность ее рабо- ты, условия труда и безопасность обслуживающего персонала, охрана окружающей среды. Правильная целесообразная компо- новка главного корпуса должна предусматривать соблюдение следующих технико-экономических требований: 582
1) надежного обеспечения бесперебойного и удобного веде- ния технологического процесса (эксплуатации); 2) обеспечения удобства сооружения и монтажа оборудова- ния, строительных конструкций с возможно максимальной ме- ханизацией этих работ. 3) компоновки всего оборудования и трубопроводов таким образом, чтобы было возможно при неработающем реакторе производить осмотр и испытывать как сварные швы, так и ос- новной материал оборудования и трубопроводов, быстро заме- нять и ремонтировать отдельные узлы; 4) расположения оборудования и служебных помещений таким образом, чтобы обеспечивались должные санитарно-ги- гиенические условия труда обслуживающего персонала, по- жарная безопасность и исключалась возможность вредного влияния радиоактивности. Все это должно быть выполнено в соответствии с действующими нормами и правилами, уста- новленными для АЭС и тепловых станций; 5) локализации последствий возможных аварий оборудова- ния реакторного отделения. При проектировании главного корпуса и компоновке обору- дования естественно стремятся к достижению минимума капи- тальных затрат на строительную часть главного корпуса и тех- нологические линии (трубопроводы пара, воды, электрические и вентиляционные коммуникации и т. п.). Для этого необходи- мо разместить оборудование и связи между ним в минимально возможных объемах. Один из важнейших показателей технико- экономической эффективности компоновочных решений — удельный объем главного корпуса, определяемый объемом глав- ного корпуса, приходящимся на 1 кВт установленной мощности АЭС, м2/кВт. Уменьшение объемов помещений влечет за собой сокращение расходов материалов и средств на строительные конструкции, особенно в реакторном отделении, где объем мас- сивных защитных железобетонных стен особенно значителен. С уменьшением размеров помещений и протяженности сое- динительных коммуникаций помимо снижения капитальных за- трат сокращаются эксплуатационные расходы и расходы энер- гии на собственные нужды, обусловленные энергетическими по- терями в трубопроводах и расходами на вентиляцию помещений (особенно для помещений радиоактивного контура). При разработке проекта главного корпуса и компоновке обо- рудования помещений, так же как при разработке генерально- го плана АЭС, в соответствии с нормами радиационной безопас- ности должно предусматриваться, как указвалось выше, деле- ние на две зоны: контролируемую зону строгого режима («гряз- ную») и неконтролируемую зону свободного режима («чистую»). К зоне строгого режима относятся: помещения реактора и помещения, где установлено оборудование и проходят трубо- 38* 583
проводы первого контура с радиактивным теплоносителем, шахты перегрузки и бассейны выдержки отработавших твэлов, помещения, где производят ревизию и ремонт загрязненного радиоактивными веществами оборудования, помещения спец- водоочистки и вытяжного вентиляционного центра, помещения хранения радиоактивных отходов (могильники) и все проходы и помещения, сообщающиеся с перечисленными и которые мо- гут периодически загрязняться радиоактивными веществами. В зону строгого режима можно проходить только через сан- пропускник. Доставка материалов, оборудования, приборов в зону строгого режима осуществляется через специальные вхо- ды, грузовые лифты и автотранспортные въезды. Все помеще- ния строгого режима в зависимости от степени радиоактивно- сти подразделяются на три группы: необслуживаемые помеще- ния, в которых при работающем реакторе пребывание людей недопустимо; полуобслуживаемые, в которых при работаю- щим реакторе возможно кратковременное пребывание людей; обслуживаемые помещения, где предусматривается пребывание персонала в течение всей смены. К зоне свободного режима относятся: помещения щитов уп- равления, машинный зал на двухконтурных станциях и все дру- гие помещения, где воздействие излучения на обслуживающий персонал не превышает допустимых норм. В зависимости от типа реакторов и мощности станции при- меняются различные типы компоновок главного корпуса. Для современных АЭС характерны три типа компоновок: сомкну- тая, разомкнутая и интегральная. При сомкнутой компоновке (рис. 14.3) реакторное отделе- ние, машинный зал, промежуточное помещение (деаэраторная этажерка), спецкорпус сблокированы в единое здание. Разом- кнутая компоновка отличается расположением реакторного отделения в специальной защитной оболочке, имеющей сфери- ческую, параболоидную или цилиндрическую форму и выпол- ненной из металла или предварительно напряженного желе- зобетона (рис. 14.4). Наконец, при интегральной компоновке весь комплекс реакторной и турбинной установок размещает- ся в одном строительном блоке из предварительно напряжен- ного железобетона, разделенном на отдельные боксы (рис. 14.5.) Этот тип компоновки АЭС реализован пока только в проектах. Встречаются и другие типы компоновок. Например, имеются станции, в которых реакторное отделение и машин- ный зал сблокированы в единое здание, а спецкорпус вы- несен в отдельное здание. За рубежом осуществлены так на- зываемые полуинтегральные компоновки, когда реакторы и все основное технологическое оборудование блокируются в желе- зобетонном корпусе, а турбогенераторы устанавливаются в смежном корпусе (рис. 14.6). 584
Z0500 36000 шш ШШР ф 11000 ® 30000 ® ^-3,60 © Рис. 14.3. Поперечный разрез главного здания двухконтурной АЭС (сомкнутая компоновка): / — турбоагрегат; 2 — мостовой кран машинного зала; 3 — деаэратор; 4 — мостовой кран реакторного зала; 5 — перегрузочный кран; 6 — щит СУЗ; 7 —реактор; 8 — чехол для ТВС; 9 — бассейн выдержки; 10 — контейнер; // — «грязный» коридор; 12 — бак водяной защи- ты; 13 — распределительное устройство собственных нужд; /4 — питательный насос; 15— турбинный сепаратор; 16 — фундамент турбоге- сл нератора ел
Рис. 14.4. Общий вид V энергоблока Нововоронежской АЭС (разомкнутая компоновка): / — реакторное отделение; 2 — машинный зал; 3 — этажерка энергоустройства; 4 — спец- корпус; 5 — вентиляционная труба Кроме указанного разделения в соответствии с имеющейся практикой строительства АЭС тип компоновки главного кор- пуса характеризуют следующие признаки: параллельное и перпендикулярное размещение реакторного отделения и ма- шинного зала и соответственно продольное или поперечное рас- положение турбогенераторов в машинном зале, заглубленное под уровень земли или нормальное (на отметке 0,0 м) распо- ложение шахты реактора. По мере накопления опыта строительства и эксплуатации АЭС с различными типами реакторов, увеличения суммарной мощности станции и отдельных реакторов и турбоустановок в компоновке основного оборудования и производственных по- мещений главного корпуса АЭС, равно как и АТЦ и ACT, утвердилось как предпочтительное построение ее по блоч- ному принципу. В состав такого энергетического блока входят реактор и соединенные с ним турбогенераторные установки. В этом случае при компоновке главного корпуса стремятся со .здать так называемый модульный блок. Для этого в едином самостоятельном здании вместе с основным оборудованием размещаются все системы и службы, необходимые для рабо- ты одного энергоблока. В этом же строительном модуле на- ходятся системы, обеспечивающие его радиационную безопас- ность, аварийную остановку, расхолаживание, отвод остаточ- ных тепловыделений и другие послеаварийные мероприятия. Станции различной мощности компонуются из двух или не- скольких модульных блоков. Общестанционные системы, кото- рые могут быть использованы для обслуживания работы двух 586
А-А Рис. 14.5. Компоновка ВТГР (интегральная компоновка): 1 — регенератор; 2 — камера высокого давления; 3 — холодильник; 4 — реактор; 5 — газовая турбина и компрессор ел со
Рис. 14.6. Поперечный разрез и план главного корпуса АЭС «Хартлпул»: ;_- турбогенератор; 2 — паропроводы свежего пара и пара промежуточного перегрева; 3 —деаэратор- 4 — парогенератор; 5 — газодувка; 6 — реактор; 7 — перегрузочная ма- шина- « — питательные и конденсатные насосы; 9 — регенеративные перегреватели или нескольких блоков, в этом случае выносятся в отдельные сооружения (здания) АЭС, скомпонованные по функциональ- ному признаку (например, объединенный корпус спецводо- очистки, объединенный вспомогательный корпус и т. п.)- В настоящее время использование модульного принципа построения АЭС в сочетании с высокой степенью унификации в отношении как применяемого оборудования, так и компо- новочных решений позволило перейти в нашей стране к по- точному строительству атомных станций мощностью 4— 588
6 млн. кВт. Более того, применительно к станциям с реакто- рами ВВЭР эта унификация оказалась настолько удачной, что реакторные отделения АТЭЦ и ACT по компоновочным ре- шениям практически идентичны таковым для серийных АЭС. . По этой же причине отделения спецводоочистки, химводоочист- ки, спецпрачечной, ремонтные мастерские и административно- бытовой корпус АТЭЦ и ACT по объемно-планировочному и конструктивному решению незначительно отличаются от ана- логичных зданий АЭС. 14.3. ТИПОВЫЕ КОМПОНОВКИ ГЛАВНОГО КОРПУСА АЭС С РЕАКТОРАМИ ВВЭР И РБМК Особенности компоновки главного корпуса современной двухконтурной АЭС с ВВЭР можно проследить на примере унифицированного проекта. Первый блок с реактором ВВЭР-1000, построенный по проекту, был пущен в 1984 г. на Запорожской АЭС. На рис. 14.7 представлена модульная компоновка главного корпуса этого энергоблока. Все оборудование энергоблока и обслуживающие его системы размещены в здании длиной 240 м и шириной 66 м. Главный корпус объединяет машинный зал с пристроенной к нему деаэраторной этажеркой и этажер- кой электроустройств, реакторное отделение, состоящее из герметичной цилиндрической оболочки диаметром 45 м и вы- сотой 66,55 м, рассчитанной на избыточное давление 0,45 МПа, и негерметичной обстройки размером в плане 66x66 м. В герметичной части реакторного отделения располагается все основное оборудование энергоблока с радиоактивным теп- лоносителем, находящимся под большим давлением (реактор, парогенераторы, ГЦН, главные циркуляционные трубопроводы, компенсаторы объема, емкости и трубопроводы связи, система САОЗ и пр.). Компоновка всех основных систем, оборудования и трубопроводов выполнена с учетом возможности расположе- ния их в боксах. Железобетонные стены боксов обеспечивают биологическую защиту обслуживающего персонала при пере- грузке и ремонте оборудования, расположенного вне боксов. Строительные конструкции боксов выполнены с таким расче- том, чтобы обеспечить защиту аварийных систем и оборудо- вания от динамических воздействий при разрыве трубопрово- дов. Кроме перечисленных систем под оболочкой размещены системы, обеспечивающие перегрузку топлива и ревизию ре- актора. К ним относятся: перегрузочная машина, бассейн вы- держки и перегрузки топлива, шахты ревизии и мокрой выгруз- ки внутрикорпусных устройств, шахта ревизии верхнего блока реактора, машина и пультовая система внешнего осмотра кор- пуса реактора. Для монтажа, перегрузки, обслуживания и ре- 589
ел CD О Рис. 14.7. Компоновка АЭС с ВВЭР-1000: / _ турбинное отделение; 2 — обстройка защитной герметичной оболочки; 3 — Ъ*о>* ^ш 15,0 ,0,0 цчигти-тШ iiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiiniiiiiiiiiiiiiiiiiii sl!§l!Slg!!5!Pi zte_ защитная герметичная оболочка; 4 — компенсатор объема; 5 —реактор с бассейном перегрузки; tf — вентиляционная труба; 7 — мостовой полноповоротный кран; 8 — парогенератор; 9 — электродвигатель ГЦН; 10 — бассейн выдержки; // — транспортно-технологическая часть; 12 — гидроаккумулирующие емкости; 13 — ПВД; 14 — питательные турбонасосы; 15 — деаэратор; 16 — ПНД; // — въездные пути; 18 — возбудитель электрогенератора; 19 — электрогенератор; 20 — ЦНД; 21 — ЦСД; 22 — СПП
люнта реактора в реакторном зале смонтирован круговой кран грузоподъемностью 320 т. Консольный круговой кран мень- шей производительности обслуживает вспомогательное обору- дование, расположенное вне действия основного крана. В негерметичной части (обстройке), расположенной вокруг цилиндрической герметичной оболочки, находятся блочные тех- нологические системы, которые по условиям эксплуатации и степени загрязненности должны размещаться в зоне строгого режима. К ним относятся: система аварийного расхолажива- ния реактора (САОЗ) и системы гашения аварийного давле- ния в герметичной оболочке (спринклерная система); система расхолаживания бассейна выдержки, состоящая из теплооб- менников, насосов и трубопроводов; системы: организованных протечек, продувки—подпитки первого контура, контроля и поддержания водного режима первого контура, продувки паро- генератора и др.; вытяжной и вентиляционный центры с си- стемой очистки газовых сдувок. САОЗ и спринклерная система выполнены в виде трех са- мостоятельных, изолированных друг от друга систем. Компо- новка этих систем выполнена таким образом, чтобы исклю- чить их одновременное повреждение при падении самолета на атомную станцию. Связь помещений строгого режима реакторного отделения осуществляется через две лестничные клетки с грузопассажир- скими и грузовыми лифтами грузоподъемностью 0,5 и 5 т со- ответственно. Для транспортирования подлежащего ремонту оборудования в мастерские спецкорпуса предусмотрена закры- тая эстакада. Кроме зоны строгого режима в обстройке вы- делена зона свободного режима. В этой зоне располагаются оборудование и системы, которые не имеют контакта с радио- активностью. К ним относятся: блочный и резервный щиты управления, система надежного электроснабжения собственных нужд, система приточной вентиляции, аварийные питательные насосы второго контура с баками запаса обессоленной во- ды и др. В соответствии с СП АЭС-79 во время эксплуатации АЭС должна быть исключена возможность загрязнения радиоактив- ными веществами помещений, в которых расположены эти си- стемы и оборудование. В зоне свободного режима имеются две лестничные клетки, связанные переходным мостиком с ма- шинным залом. Компоновка машинного зала выполнена с продольным расположением турбогенератора. Как уже отмечалось, к ма- шинному залу (вдоль него) примыкает деаэраторная этажер- ка. По высоте машинный зал разделен на два этажа — верх- ний турбинный и нижний конденсаторный. Внизу в конденса- торном помещении размещается часть вспомогательного обо- 591
Рис. 14.8. Поперечный разрез по АЭС с СПП; 3 — турбина; 4 — конденсатор; 5 — мостовой кран; 6 — ПНД; 7 — трубопроводный коридор; 8 — БРУ-К; 9 — блочный щит управле- ния (БЩУ); 10 — подщитовое помещение; //—помещение распредустройства собственнных нужд; 12 — помещение приточных венти- ляторов реакторного отделения; 13 — общий вытяжной вентиляционный центр; 14 — помещение воздуховодов; 15 — кран обслуживания ГЦН; 16 — электропривод ГЦН; 17 —• бассейн-барботер; 18 — помещение системы охлаждения железобетонных конструкций: 19 — поме- щение нижних водных коммуникаций; 20 — раздаточные групповые коллекторы; 21 — помещение обслуживания РГК; 22 — пароводяные коммуникации (ПВК); 23 — барабаны-сепараторы; 24 — стальная выхлопная труба; 25 — стальная вентиляционная труба; 26 — мостовой кран; 27 — разгрузочно-загрузочная машина (РЗМ); 28 — реактор; 29— группы клапанов бассейна-барботера; 30 — помещение вспомо- гательных систем реакторного отделения
ЛЭТГГСтЧ Рис. 14.9. Продольный разрез по реакторному отделению АЭС с РБМК-ЮОО: 1 — помещение системы очистки гелия; 2 — транспортный коридор; 3 — помещение систем контроля герметичности оболочек твэлов (КГО) и контроля целостности технологических каналов (КДТК); 4 — приточные вентиляторы реакторного отделения; 5 — разгрузочно-загрузоч- ная машина (РЗМ)- 6 — реактор; 7 — подреакторное помещение; 8 — помещение системы охлаждения каналов СУЗ; 9— оассейн-оароотер; 10 — бассейн выдержки ТВС; 7/— транспортно-технологическая часть; 12 — помещения спецводоочисток; 13 — помещения установки ел подавления активности (УПАК); 14 — вентиляционная труба со со
Iжелезнодорожного j пути I |=w boob" "О ЬаоППЗаП D" oooo Lr Г .'II I I I I I .1 „л r I 'I I I I I I IT?,. J Рис. 14.10. План главного корпуса АЭС с РБМК-Ю00 рудования (регенеративные подогреватели, бойлерные и др.). В деаэраторной этажерке кроме деаэраторов расположено остальное вспомогательное оборудование: турбопитательные насосы, конденсатные, дренажные и сетевые насосы, паро- эжекторные установки, кондиционеры и вентиляционное обо- рудование. На верхнюю площадку — площадку обслуживания турбо- генераторов (отметка 15 м) — выводятся органы управления основными задвижками и вентилями. Монтажные площадки для монтажа и ремонта турбоагрегата и другого оборудования на- ходятся на отметке 0,0 м, в торце зала вдоль железнодорож- ного пути. Над этой площадкой, на площадке обслуживания турбоагрегатов, предусмотрен монтажный проем. Машинный зал обслуживается двумя мостовыми кранами грузоподъемно- стью 200/32 т и 15 т, смонтированными на разных отметках. Поперечный разрез, продольный разрез и план главного корпуса одноконтурной АЭС с двумя энергетическими блока- ми с реактором РБМК-Ю00 представлены на рис. 14.8—14.10. Общий вид корпуса можно видеть на рис. 14.2. Для этой стан- ции компоновка реакторного отделения и машинного зала вы- полнена в одном здании, в традиционном для тепловых стан- ций варианте с деаэраторной этажеркой между реакторным отделением и машинным залом Особенность конструкции реакторной установки РБМК-Ю00 — наличие развитого контура многократной при- нудительной циркуляции (МПЦ), состоящего из двух авто- номных петель с двумя барабанами-сепараторами, раздаточ- ными групповыми коллекторами и четырьмя циркуляционными насосами каждая. Для контура МПЦ требуются значительные объемы, причем вследствие повышенной радиоактивности кон- 594
тура МПЦ предопределяется расположение этого оборудова- ния в специальных боксах за биологической защитой. По этой же причине в изолированных помещениях за биологической защитой размещаются конденсаторы турбин, регенеративные подогреватели питательной воды, тракт промежуточной сепа- рации и перегрева пара, система очистки теплоносителя, си- стема аварийного охлаждения реактора (САОР) и многие другие вспомогательные системы. Несмотря на то что радио- активность теплоносителя значительно снижается после кон- денсатоочистки, помещения деаэраторов и трубопроводные ко- ридоры в деаэраторной этажерке тоже выполняются с биоло- гической защитой и изолируются. Все эти помещения в боль- шинстве своем относятся к категории необслуживаемых. Та- ким образом, в представленной компоновке ярко проявляется основная особенность одноконтурных станций, вследствие ко- торой большинство ее технологических систем находится в зоне строгого режима. В зоне свободного режима размеща- ются немногие вспомогательные системы и установки, непо- средственно не контактирующие с радиоактивными средами и и оборудованием. Принципиально важным для одноконтурных АЭС является использование для размещения отдельных технологических си- стем и оборудования изолированных герметичных боксов. Их наличие обеспечивает возможность отключения расположенно- го в них оборудования для осмотра и ремонта без остановки реактора и энергоблока. Для управления технологическим про- цессом и отключения оборудования арматура таких систем имеет дистанционный привод, вынесенный в специальные ко- ридоры обслуживания, либо оборудуется встроенным электро- приводом. Применение блочного принципа компоновки оборудования, так же как и на двухконтурной станции с реакторами ВВЭР (см. рис. 14.7), позволяет скомпоновать реакторное отделение из двух однотипных ячеек, поместив между ними общие для двух энергоблоков вспомогательные системы. В центральной части реакторного отделения (рис. 14.10) размещены: отде- ление спецводоочистки, выпарные установки, хранилище жид- ких отходов, ремонтно-механические службы, установки по очистке воздуха и установки подавления активности неконден- сирующихся газов (УПАК), общестанционные вентиляционные системы. Последние расположены в верхнем этаже централь- ной части. Такое размещение УПАК позволило установить вен- тиляционную трубу на кровле реакторного отделения (см. рис. 14.2). Компоновка машинного зала (поперечный пролет 51 м) выполнена с продольным расположением турбин — по две турбины К-500/65-3000 на каждый энергоблок. Благодаря сла- 595
бой радиоактивности пара, поступающего в турбины, не по- требовалось специальной биологической защиты собственно для турбины. Конденсационная часть машинного зала, как уже упоминалось, имеет отдельные бетонные боксы для вспо- могательного оборудования каждой турбины. Со стороны ге- нератора к этим боксам примыкают боксы конденсатоочистки. Общая длина машинного зала (388 м) определилась разме- рами турбин и расстояниями между ними, необходимыми для раскладки элементов тепломеханического оборудования при его ремонте. Обслуживается зал двумя кранами грузоподъем- ностью 125/20 т. Важнейшим требованием к реактору РБМК является не- обходимость его работы с минимальным количеством остано- вок. Поэтому предусматривается «непрерывная» перегрузка топлива на работающем реакторе без снижения его мощности (1—2 ТВС в сутки). Для этого в помещении центрального ре- акторного зала каждого энергоблока (см. рис. 14.8) устанав- ливается разгрузочная машина (РЗМ). РЗМ смонтирована на тележке специального крана (пролет 21 м). Кроме того, в реак- торном зале располагается тренажерный стенд, предназначен- ный для настройки и проверки машины. Для обеспечения возможности сброса пара при разрыве трубопроводов под шахтой реактора и боксами контура МПЦ размещен бассейн-барботер, в котором на двух уровнях со- здается запас воды, необходимой для конденсации пара, обра- зующегося при разрыве самого крупного трубопровода (раз- даточного группового коллектора диаметром 300 мм). Там же предусмотрена система теплообменников для охлаждения этой воды, которая способна обеспечить отвод остаточного тепло- выделения реактора при его аварийной остановке. Глава 15 РАЗМЕЩЕНИЕ И КОМПОНОВКА ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК НА СУДАХ И КОСМИЧЕСКИХ ОБЪЕКТАХ 15.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ СУДОВОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ Расположение помещений ЯЭУ на судах и компоновка в них основного и вспомогательного оборудования должны отве- чать определенным требованиям — как общим для всех типов судовых энергетических установок (СЭУ), так и специфиче- ским для ЯЭУ. Эти требования в Советском Союзе регламенти- 596
Рис. 15.1. Зависимость коэффициентов насыщенности помещений по объему (а) и площади (б) от мощности СЭУ руются «Правилами классификации и постройки морских су- дов» Регистра СССР *. Приведем общие для всех СЭУ требования к их размещению и компоновке. 1. Для обеспечения живучести и непотопляемости судна при авариях корпус судна обязательно разделяется поперечными и продольными водонепроницаемыми переборками на отсеки. Вместимости этих отсеков таковы, что даже при затоплении любых двух отсеков обеспечивается непотопляемость судна. В общем случае количество отсеков для размещения СЭУ дол- жно выбираться по возможности наименьшим, при этом умень- шается масса ЯЭУ (в основном за счет сокращения и упроще- ния коммуникаций), повышается эксплуатационная надеж- ность, упрощается ее обслуживание, а главное — высвобожда- ется объем корпуса, который может быть использован для вы- полнения прямой задачи судна. В качестве показателей габа- ритов ЯЭУ используются коэффициенты насыщенности поме- щений установки по площади Ks и объему Kv- Ks = Ke/SC3V и Kv = NJVcby, где Ne—мощность СЭУ; Sqsv и Усэу — площадь и объем, зани- маемые СЭУ. На рис. 15.1 приведены области значений коэффициентов на- сыщенности помещений СЭУ с водо-водяным реактором (про- ектные данные). 2. Расположение отсеков СЭУ по длине судна, в значитель- ной мере определяющее компоновку других помещений и па- лубных надстроек, должно выбираться с учетом живучести и непотопляемости судна, а также наиболее благоприятных усло- вий обитаемости по вибрации, шуму и т. п. Различают среднее, кормовое и промежуточное расположе- ние СЭУ (рис. 15.2). По условиям удифферентовки и удобству * Регистр СССР «Правила классификации и постройки морских судов». Т. 2. М., 1974. 597
^ А £а МО г?- Рис. 15.2. Расположение СЭУ по длине судна среднее (а), кормовое (б), промежуточное (в) (МО— машинный отсек) Л *) ЖИ 1 A* i т- 8) компоновки СЭУ среднее расположение наиболее предпочти- тельно. Недостаток такого расположения — значительная про- тяженность валопроводов, для размещения которых приходится предусматривать длинные коридоры в пределах кормовых от- секов. В настоящее время среднее расположение преимущест- венно применяется на ледоколах, судах ледового плавания и буксирах. При кормовом расположении СЭУ длина валопроводов наи- меньшая, однако при таком расположении затруднена удиф- ферентовка судна при его неполной загрузке, возникают труд- ности обеспечения аварийной непотопляемости при затоплении расположенных в кормовой части отсеков СЭУ, общая протя- женность и объемы помещений СЭУ увеличиваются по срав- нению со средним расположением из-за трудности размещения механического оборудования в кормовых отсеках при заострен- ных кормовых обводах. При промежуточном расположении помещений СЭУ исклю- чаются многие недостатки, свойственные среднему и кормовому расположению, поэтому оно часто применяется в настоящее время на судах с повышенной скоростью хода. На всех построенных надводных судах с ЯЭУ, равно как и в большинстве выполненных проектов, применено среднее рас- положение СЭУ. Это связано с лучшей устойчивостью судна при больших, чем у обычных СЭУ, массе и габаритах паропро- изводящей части, а также с меньшей уязвимостью ЯЭУ при авариях в этом случае. Кормовое расположение ЯЭУ встреча- ется в проектах надводных танкеров и подводных транспорт- ных судов (танкеров, рудовозов). 3. Расположение главного и вспомогательного оборудова- ния СЭУ должно обеспечивать надежную и безопасную его экс-
йлуатацйю Ь судо&ых условиях, отличающихся статическими и динамическими наклонениями корпуса, вибрациями и возмож^ ными ударными нагрузками. Для этого двигатели, отдельные агрегаты и механическое оборудование, имеющее вращающиеся массы, должны крепиться к фундаментам и платформам, жест- ко связанным с каркасом судна, посредством амортизаторов. Амортизация оборудования необходима для снижения шума и вибрации, передаваемых судовым конструкциям, а также для снижения ускорения оборудования при аварии судна. При раз- мещении оборудования с горизонтальной осью вращения для уменьшения гироскопических моментов, возникающих при по- перечной качке, следует направлять эти оси вращения вдоль судна. Цистерны, сосуды и аппараты, имеющие свободные по- верхности, нужно располагать по возможности ближе к диа- метральной плоскости судна и в нижней части помещения. 4. Должен обеспечиваться свободный и безопасный доступ ко всем частям механизмов во время их действия, а также при разборке и ремонте. Для этого должны предусматриваться сво- бодные проходы между оборудованием и переборками, а также место для расположения деталей оборудования при ремонте. Размеры проходов и расстояний устанавливаются для каждого судна в зависимости от его назначения и утверждаются Реги- стром СССР. 5. При размещении оборудования нужно стремиться к воз- можно меньшим длинам соединительных трубопроводов. Для этого следует располагать оборудование, относящееся к какой- либо одной системе, в одном районе. Рассредоточенное располо- жение оборудования применяется в тех случаях, когда необхо- димо обеспечить повышенную живучесть установки. 6. В помещениях СЭУ предусматривают устройства подъе- ма, перемещения и выгрузки оборудования и его деталей. Не- обходимо также учитывать возможность применения прогрес- сивных технологических методов монтажа оборудования ЯЭУ, позволяющих снизить трудоемкость и стоимость постройки судна. 7. Магистральные трассы трубопроводов и электрических кабелей в помещениях ЯЭУ желательно размещать по возмож- ности прямолинейно вдоль судна, перпендикулярно его диа- метральной плоскости или вертикально. Расположение армату- ры и соединительных трубопроводов должно предусматривать свободный доступ к ним и возможность выполнения ремонтных работ без демонтажа смежного оборудования и находящихся рядом труб. Электрические кабельные трассы в помещениях ЯЭУ распо- лагают преимущественно выше настила пола. В случае необ- ходимости расположения кабелей под настилом их проклады- вают в металлических трубах или закрытых каналах. 599
Рис. 15.3. Забортные клапаны, установ ленные на кингстонных ящиках: Рис. 15.4. Ледовый ящик: / — приемные решетки; 2 — воздушная /-бортовой кингстонный ящик; 2 - прием- труба; 3 - отлив охлаждающей воды ная решетка; 3 - приемные заборные клапа- из системы охлаждения; 4 -ледовый ны; 4-днищевый кингстонный ящик яш-ик: 5-приемный забортный клапан 8. Особое внимание должно уделяться расположению насо- сов, донной и забортной арматуры, что вызвано необходимостью обеспечения надежного всасывания при различных эксплуата- ционных осадках судна, кренах и дифферентах судна. Донная арматура для приема забортной охлаждающей воды устанав- ливается на кингстонных ящиках (рис. 15.3). На ледоколах и судах ледового плавания вместо кингстонных ящиков применя- ют ледовые ящики (рис. 15.4). Прием забортной охлаждающей воды обычно осуществляется в носовой части, по возможности в наибольшем удалении от гребных винтов. 9. В помещениях СЭУ должен быть предусмотрен пост уп- равления. Центральный пост управления СЭУ устанавливают в закрытых, изолированных от других помещений выгородках. Здесь сосредоточивают все необходимые средства дистанцион- ного автоматизированного управления главными и вспомога- тельными механизмами и установками, приборы дистанционно- го контроля параметров и состояния СЭУ, а также средства внутрисудовой связи с помещениями СЭУ и командным постом судна. 10. Современные суда различного назначения характеризу- ются значительным потреблением электроэнергии для привода вспомогательных механизмов, обеспечения энергией средств автоматизации и контроля, хозяйственных нужд и т. п., в связи с чем мощность вспомогательных электростанций непрерывно растет и требования к надежности системы электроснабжения повышаются. Особо высокие требования предъявляются к на- дежности электроснабжения паропроизводящих установок (ППУ) с ядерным реактором. Эти системы в соответствии с 600
требованиями Регистра СССР должны обеспечиваться питани- ем на всех нормальных режимах работы от двух независимых источников (два турбогенератора, турбогенератор и дизель- генератор и т. п.). 11. Регистр требует наличия на судне аварийных средств движения на случай выхода из строя главной энергетической установки. Чаще всего для этого используются ходовые аварий- ные электродвигатели, присоединяемые к редуктору главного турбозубчатого агрегата (ГТЗА) через муфту и снабжаемые энергией от резервных дизель-генераторов или аккумуляторных батарей. На судах с ЯЭУ для этой цели могут использоваться также вспомогательные котельные установки, работающие на органическом топливе и вырабатывающие пар таких же пара- метров. Оборудование аварийных электростанций устанавлива- ют в отдельных помещениях, находящихся выше линии пре- дельно аварийного погружения судна. 15.2. ОСОБЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К РАЗМЕЩЕНИЮ И КОМПОНОВКЕ ОБОРУДОВАНИЯ СЭУ Особые требования к размещению и компоновке оборудова- ния СЭУ связаны с необходимостью обеспечения радиационной безопасности как при нормальной его эксплуатации, так и при авариях. В настоящее время большинством классификационных обществ (Регистр СССР, Правила Ллойда, Веритаса и т. д.) разработаны правила постройки судов с ЯЭУ *. Наиболее серьезными радиационные поражения личного со- става команды и радиоактивные заражения окружающей аква- тории представляются при повреждениях ЯЭУ, связанных с авариями судна, например при посадке его на мель или стол- кновении с другим судном. Поэтому к корпусу судов с ЯЭУ предъявляются дополнительные требования. «Правилами клас- сификации и постройки морских судов» Регистра СССР преду- сматривается увеличение момента сопротивления поперечного сечения корпуса атомного судна на миделе не менее чем на 10 % по сравнению с обычным судном. В районе расположения реакторного отсека должны быть предусмотрены противоудар- ная защита и усиленный каркас судна. Бортовая защита по длине судна должна выходить за пре- делы реакторного отсека в обоих направлениях на расстояние не менее 10 % ширины судна на уровне грузовой ватерлинии. Конструкция днищевой части корпуса в районе реакторного от- сека также должна быть усилена и снабжена элементами, по- глощающими энергию удара при посадке на мель. На рис. 15.5 изображена схема расположения контейнера с реактором в кор- * Регистр СССР. Бюллетень № РА. Дополнительные требования для атомных судов,- правил классификации и постройки морских судов. М., 1971. 39—7000 601
Рис. 15.5. Расположение контейнера с ППУ в корпусе судна: / _ контейнер с оборудованием первого контура; 2 — платформы противоударной защи- ты; 3 — зона размещения вспомогательного оборудования для работы с радиоактивными веществами; 4 — лифт; 5 — зона размещения оборудования системы вентиляции; б — коффердам Рис. 15.6. Защитный контейнер ППУ атомного сухогрузного судна «Отто Ган»: 1 — место установки клапана затопления; 2 — вторичная бетонная защита; 3 — цапфа (8 шт.) горизонтального крепления контейнера; 4 — место ввода кабелей; 5 — крышка контейнера; 6 — сферическая шлюзовая камера диаметром 2,5 м; 7 — первичная биоло- гическая защита из чугуна и стали; 8 — реактор; 9 — опора пусе судна. Противоударная защита выполнена в виде гори- зонтальных платформ, деформация которых при столкновении гасит энергию удара. Все корпусные конструкции реакторного отсека должны быть рассчитаны на динамические нагрузки, возникающие вследствие ускорения в любом направлении не менее 3g\ Для предотвращения распространения радиоактивных ве- ществ (газовая и аэрозольная активность, протечки теплоноси- теля первого контура и т. п.) за пределы помещения, в котором расположены реактор и оборудование первого контура, это по- мещение выполняется в виде герметичного защитного контейне- ра либо в виде защитной герметичной выгородки. Конструкция защитного ограждения должна выдерживать внутреннее дав- ление, возникающее при условной предельно возможной ава- рии. Такой предельно возможной аварией принимается авария с внезапной потерей герметичности (разрывом) первого конту- ра, расплавлением активной зоны и испарением всей воды. При выполнении защитного ограждения в виде контейнера его стенки могут использоваться как несущая конструкция и как часть вторичной биологической защиты. На рис. 15.6 показан защитный контейнер рудовоза «Отто Ган». Контейнер представ- 602
^tsooo Рис. 15.7. Компоновка ППУ атомного судна «Саванна»: 1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — запорные задвижки первого контура; 4 — механиз- мы СУЗ; 5 —обратные клапаны; 6 — ГЦН первого контура; 7 — противоударная защита из слоев стали и дерева; 8 — герметичный контейнер; 9 — вторичная биологическая за- щита; 10— фильтры первого контура; 11— бак первичной биологической защиты; 12 — компенсатор давления ляет собой вертикальный стальной цилиндр диаметром 9,55 и высотой 14,55 м с полусферическим нижним днищем. К днищу контейнера приварен конус с опорами, наклоненными к гори- зонтали под углом 45°. Контейнер рассчитан на внутреннее дав- ление 1,42 МПа. Защитный контейнер установлен в реактор- ном отсеке, в средней части судна. Вокруг контейнера на пере- борках реакторного отсека сооружена биологическая защита толщиной 50—60 мм. На крышке контейнера имеется сфери- ческий шлюз для прохода внутрь контейнера. В нижней части контейнера установлены автоматические клапаны затопления, обеспечивающие поступление воды внутрь контейнера на глу- бине 25 м. Это предотвращает разрушение контейнера на боль- шой глубине при аварии судна. Для примера на рис. 15.7 по- казано расположение оборудования ППУ в горизонтальном ци- линдрическом контейнере (грузопассажирское судно «Саван- на»). Другой способ локализации распространения радиоактивных веществ — организация защитной герметичной выгородки (от- 39* 603
Рис. 15.8. Компоновка ППУ атомного ледокола «Ленин»: / — реактор; 2 — парогенератор; 3 — фильтр первого контура; 4 — бак первичной биоло- гической защиты; 5 — задвижки первого контура; 6 — насос системы охлаждения пер- вичной защиты; 7 — холодильник; 8 — ГЦН первого контура; 9 — механизм СУЗ; 10 — аварийный циркуляционный насос; 11 — вторичная биологическая защита сека). На рис. 15.8 показана схема такой защитной выгородки и размещения в ней оборудования первой ППУ ледокола «Ле- нин». Защитную выгородку образуют продольные и поперечные стальные переборки толщиной 7,6 мм. По поверхности пере- борки сверху центрального отсека с ППУ установлены сталь- ные плиты толщиной 300—400 мм. Для предотвращения значительного повышения давления в герметичных помещениях ППУ при аварии эти помещения дол- жны быть снабжены противоаварийными устройствами. Такие устройства могут быть выполнены в виде спринклерной систе- мы, распыляющей воду в пространстве ограждения. Например, в защитном контейнере судна «Отто Ган» такая система имеет четыре кольцевых трубопровода, расположенных на разной вы- соте и снабженных форсунками, впрыскивающими воду в на- правлении поверхности защитной оболочки. В некоторых зару- бежных проектах для понижения давления при аварии преду- 604
Рис. 15.9. Схема системы сни- жения давления в защитной выгородке судовой ППУ: / — защитный колпак; 2 — реактор; 3 — труба сброса пара в цистерну; 4 — цистерна с водой; 5 — защита смотрен выброс образующейся паровоздушной смеси под уро- вень воды в специальную цистерну, окружающую защитный контейнер (рис. 15.9). В период нормальной эксплуатации эта цистерна с водой выполняет роль вторичной защиты. При ава- рии при барботаже и конденсации паровоздушной смеси она аккумулирует выделяющуюся теплоту. Особые требования предъявляются также к герметичности защитных ограждений ППУ. Регистром СССР предусмотрено испытание герметичности помещений для размещения ядерной ППУ воздушным давлением, создаваемым внутри. Поскольку обеспечить абсолютную плотность помещений большого объема практически невозможно, в результате этих испытаний уста- навливаются возможные фактические протечки радиоактивной среды. Давление испытания и допустимая утечка определяются при проектировании ЯЭУ в зависимости от объема и конструк- ции защитного ограждения и окружающих помещений. На- пример, в качестве допустимой скорости утечки воздуха из за- щитного контейнера судна «Саванна» принята утечка воздуха, равная в сутки 2,5 % первоначального количества воздуха в контейнере при начальном избыточном давлении 0,13 МПа. Во избежание распространения радиоактивных аэрозолей и газов за пределы защитных ограждений во время нормальной экс- плуатации судна в помещениях ядерной ППУ при помощи спе- циальной системы вентиляции поддерживается разрежение, при этом чем опаснее помещение в отношении выделения газов и аэрозолей, тем выше создается в нем разрежение. Так, в защит- ной выгородке ледокола «Ленин» до реконструкции создавалось разрежение около 400 Па. Отсасываемый из помещения воздух удалялся через полую грот-мачту на высоте 20 м над верхней палубой. Так же как и на АЭС (см. гл. 14), помещения судна с ЯЭУ по степени радиационной безопасности разделяют по различ- ным категориям. Выделяются зона строгого режима и зона сво- бодного режима. К зоне строгого режима относятся помещения, 605
в которых при работающей ЯЭУ имеются источники повышен- ного радиоактивного излучения и где возможны радиационные загрязнения. Обычно это весь отсек с ППУ судна, помещения радиохимической лаборатории, дезактивации оборудования, временного хранения радиоактивных жидких и твердых отхо- дов, вспомогательных систем ППУ и т. п. Зона ограниченного режима включает помещения и часть открытых палуб, радио- активная загрязненность которых возможна только при авари- ях и несоблюдении правил радиационной безопасности. К зоне свободного режима относят все помещения и палубы судна, не вошедшие в первые две категории. Обслуживание всех помещений на судне регламентируется правилами радиационной безопасности и Регистром СССР. Согласно этим правилам число входов в помещения зоны огра- ниченного и строгого режима из помещений свободного режи- ма должно быть минимальным. Эти входы должны быть обору- дованы санпропускниками. Для предотвращения накопления радиоактивных загрязне- ний должны предусматриваться возможность и средства дезак- тивации помещений строгого режима, помещений ограниченного режима и расположенного в них оборудования. Для этого кон- фигурация, окраска и покрытие помещений и оборудования должны допускать дезактивацию специальными моющими сред- ствами. Механизмы и оборудование, не приспособленные для дезактивации, должны быть заменяемыми. 15.3. ПРИМЕРЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ЯЭУ НА СУДНЕ На рис. 15.10 показана схема размещения оборудования ЯЭУ на ледоколе «Арктика». Ледокол «Арктика» — второй флагман атомного ледокольного флота СССР — вступил в со- став действующих судов морского флота СССР в 1975 г. Это— трехвинтовое судно водоизмещением 19 300 т, длиной 136 м, шириной 28 м с осадкой по конструктивную ватерлинию 11 м. Общая полезная мощность его трехвальной турбоэлектрической установки 55 200 кВт (75 000 л. с), максимальная скорость на чистой воде 40 км/ч (21 узел), а во льдах толщиной до 2,5 м— свыше 3,6 км/ч (2 узлов). Корпус ледокола разделен главными водонепроницаемыми перегородками на восемь отсеков. Дополнительно наиболее важные помещения выделены в самостоятельные водонепрони- цаемые и газоплотные отсеки. Благодаря этому обеспечивается непотопляемость ледокола при затоплении любых двух отсеков, а также необходимая радиационная безопасность. Паропроиз- водящая часть ЯЭУ расположена в средней части судна в спе- циальном газоплотном отсеке, в прочной герметичной оболочке, рассчитанной на избыточное внутреннее давление и снабжен- 606
ной биологической защитой (рис. 15.11). Отсек разделен по вы- соте на две части. Вверху находится аппаратное отделение, внизу — реакторное- Перекрытие между ними выполнено герме- тичным и снабжено биологической защитой. В реакторном от- делении в кессонах баков железно-водной защиты размещают- ся два реактора. Кроме реакторов каждый паропроизводящий блок включает в себя четыре парогенератора (смонтированных с реактором на коротких патрубках «труба в трубе»), четыре циркуляционных насоса, компенсатор объема, ионообменный фильтр с холодильником и другое оборудование. Оборудование в реакторном и аппаратном отделениях не требует постоянно- го обслуживания, однако аппаратное отделение относится к по- луобслуживаемым помещениям и имеет герметичные двери. По- пасть в центральный отсек (аппаратное и реакторное отделе- ния) можно только через санпропускник. Для выполнения круп- ных ремонтных работ и перегрузки топлива в крыше защитной оболочки предусмотрено съемное люковое закрытие. Согласно требованиям Регистра СССР и кодекса ИМО * по безопасности ядерных торговых судов защитная оболочка имеет конструктив- ную корпусную защиту, которая предохраняет ее от разруше- ния при возможном столкновении с судами и посадке на мель, а также снабжена аварийными системами снижения макси- мального аварийного давления при разгерметизации первого контура и системой затопления. Благодаря этим мероприятиям можно считать, что защитная оболочка сохранит свою целост- ность при любых возможных авариях ЯЭУ и судна, включая затопление, и послужит барьером для распространения радио- активных загрязнений в окружающую среду. В нос от ППУ расположено главное машинное отделение, где размещены два главных турбогенератора (ГТГ) по 27 600 кВт, два вспомога- тельных турбогенератора (ВТГ) по 2000 кВт и обслуживающие их вспомогательные механизмы. В корму от ППУ размещается кормовая электростанция, состоящая из трех ВТГ по 2000 кВт и одного резервного дизель-генератора мощностью 1000 кВт. За кормовой электростанцией находятся помещения главных распределительных щитов гребных электродвигателей и затем отделения среднего и бортовых гребных электродвигателей. Греб- ная электрическая установка выполнена на постоянном токе. Переменный ток, вырабатываемый шестью генераторами, пре- образуется при помощи кремниевых выпрямителей в постоян- ный ток, который и поступает на три гребных двигателя по- стоянного тока мощностью по 16 000 кВт (22 000 л. с). Часть электрического и вспомогательного оборудования ЯЭУ, не связанного с первым контуром, размещается в средней части палубной надстройки ледокола (опреснительные установки, * Международная морская организация. 607
608
Рис. 15.10. Схема расположения ЯЭУ ледокола «Арктика»: 1, 12 — дифферентные цистерны; 2 — бортовой гребной электродвигатель; 3 — средний гребной электродвигатель; 4 — кормовая электростанция; 5 — ледовый ящик; 6 — реак- торное помещение ППУ; 7 — главная турбина; 8 — помещения вспомогательных меха- низмов; 9 — главные генераторы; 10 — провизионные кладовые; // — грузовые помеще- ния; 13 — одноместные каюты; 14 — водоопреснительные установки; 15 — двухместные каюты; 16 — кормовой пост управления ледоколом; 17 — помещение буксирной лебедки; 18 — медицинский блок; 19 — центральный пост управления ЯЭУ; 20 — санпропускник центрального отсека; 21 — аппаратная помещения ППУ; 22 — парогенераторы низкого давления; 23 — вспомогательные котлы; 24 — столовая команды Рис. 15.11. Паропроизводящая установка атомного ледокола «Арктика»: / — реактор; 2 — бак защиты; 3 — защитная оболочка; 4 — аварийный выход: 5 — аппа- ратное помещение; 6 — парогенератор; 7 — реакторное помещение 609
Рис 15.12. Схема расположения реакторной установки грузового судна «Отто Ган»: * ' „„„ о ™i™i.,. 9 пйАпижРпятппная- 4 — отсек ГТЗА; 5— отсек вспомогательного котла; 6 — реакторный отсек; 7 — отсек ™^^Ъ%~8^™*Й*™?^™™'™™™-™™» РУбка: '"-Форпик; //-биологическая защита; 12 - бортовые балластные цистерны; 13 - коффердам; 14 -зона конструктивной защиты реактора
Ю *) Рис. 15.13. Размещение оборудования паротурбинной ЯЭУ судна «Отто Ган»: а — вид на борт; б — план нижней палубы; в — вид на корму; г — вид на нос; / — ре- дуктор ГТЗА; 2 — аварийные ходовые электродвигатели; 3 — турбины низкого давления; 4 — главные самопроточные конденсаторы; 5 — резервные дизель-генераторы; 6 — вспо- могательные турбогенераторы; 7 — пост управления установкой; 8 — вспомогательный парогенератор; 9 — ионообменные фильтры; 10 — контейнер с ППУ вспомогательные котлы, парогенераторы низкого давления, деа- эратор, два аварийных дизель-генератора мощностью по 200 кВт и т, п.). На рис. 15.12 показано общее расположение реакторной установки на грузовом судне <<Отто Ган», предназначенном для перевозки насыпных грузов. Паротурбинная часть ЯЭУ, как правило, по составу обору- дорания и его размещению мало отличается от обычных судо- вых паротурбинных установок. Это можно видеть на рис. 15.13, где показано размещение оборудования двухвальной ЯЭУ су- хогрузного судна мощностью 44 200 кВт на винтах. Кроме главных турбин и ТЗА в состав установки входят два турбоге- нератора мощностью 1600 кВт каждый, четыре на 1750 кВт и другое вспомогательное оборудование. На рис. 15.14 показана схема компоновки оборудования ядерной газотурбинной установки на гелии на танкере (про- ект). При такой компоновке реактор и основное энергетическое 611
Рис. 15.14. Компоновка на танкере ядерной газотурбинной установки на ге- лий (мощностью 24 МВт): / — реакторное и машинное отделения; 2 — платформа; 3 — палуба вспомогательных механизмов; 4 — кормовая надстройка; 5 — ходовая рубка; 6 — верхняя палуба; 7 — тан- ки; 8 — насосное отделение; 9 — люк к реактору; 10 — люк к турбокомпрессорной группе; Л — защита от столкновений оборудование расположены в реакторном и машинном отсеках, общие размеры которых: ширина 9,5 м, длина 18,4 м, высота 13,5 м. Реактор, вертикальная трубокомпрессорная группа и турбина низкого давления размещены последовательно в цент- ральной и средней частях судна. По левому борту около турбо- машин расположены очистительная установка и аккумуляторы гелия. По правому борту находятся регенераторы, размещенные один над другим, концевой и промежуточный холодильники. По обоим бортам предусмотрена защита от столкновения су- дов. За машинным отделением расположены редуктор, упорный подшипник и некоторые вспомогательные механизмы. Над этим помещением установлены два дизель-генератора. Центральный пульт управления расположен выше рулевой рубки. 612
15.4. ОСОБЕННОСТИ КОМПОНОВКИ КОСМИЧЕСКИХ ЯЭУ Применение ядерного реактора как источника теплоты и ис- пользование для отвода теплоты из цикла холодильника-излу- чателей определяют основные ограничения на компоновочные схемы ракетных блоков с ЯЭУ на борту. Во-первых, необходима защита от воздействия излучения, и, во-вторых, ввиду относи- тельно больших размеров холодильников-излучателей необходи- мо выделение значительных объемов и наружных поверхностей в ракетном блоке для их размещения. Как правило, реактор и .холодильник-излучатель располагают по оси симметрии ракет- лого блока, что упрощает его силовую схему. Для уменьшения уровня излучения и массы радиационной защиты реактор целе- сообразно располагать на максимально возможном по услови- ям компоновки космического аппарата расстоянии от обитаемо- го или приборного отсека. При этом пространство между реак- тором и указанными отсеками используется для размещения холодильника-излучателя. Вариант такой компоновки показан .на рис. 15.15. В этом варианте излучатель имеет неизменную геометрию как в стартовом, так и в рабочем положении. Возможны другие варианты, когда геометрия аппарата из- меняется перед началом работы установки. На рис. 15.16 при- ведена компоновка обитаемой космической станции. Как видно, в стартовом положении энергоустановка 5 располагается внут- ри теплозащитного кожуха 4, а в рабочем положении она вы- двигается из кожуха по продольной оси космического аппарата ма некоторое расстояние от обитаемого отсека, благодаря че- му уменьшается плотность падающего на этот отсек потока из- лучения. Реактор с радиационной защитой можно отодвинуть от -остальных агрегатов энергоустановки на специальной трубе, "Рис. 15.15. Компоновочная схе- :ма энергоустановки: .1 — реактор; 2 — радиационная за- лцита; 3 — излучатель; 4 — прибор- ный отсек 613
Рис. 15.16. Космический аппарат с выдвигаемой энергоустановкой: j _ реактор; 2 — радиационная защита; 3 — излучатель; 4 — кожух; 5 — стартовое поло- жение энергоустановки; 6 — отсек вспомогательного оборудования; 7 — орбитальный от- сек; 8 — отсек управления 6 5 * J Рис. 15.17. Ракетный блок с энергоустановкой внутри которой расположены магистрали теплоносителя и ка- бели системы управления. Большим разнообразием отличаются варианты выполнения холодильников-излучателей, которые в основном определяют конструктивные формы всего космического аппарата. Наиболее простая форма излучателей — плоские панели, расположенные в одной плоскости. В стартовом положении они, как правило, сложены в компактную систему. Помимо плоских широко рас- пространены излучатели конической и цилиндрической формы. Они могут также раскрываться в рабочем положении в два полуцилиндра или полуконуса, разделенных по образующим ме- ридиональной плоскостью. Известны варианты компоновок космических аппаратов, в которых энергоустановка целиком, вместе с реактором, разме- Рис. 15.18. Реактор энерго- установки с радиационной за- щитой: / — нейтронная защита (гидрид лития); 2 — отсек для размещения термоэлектрических преобразовате- лей; 3 — защита от Y-излучения (238U); 4 — свинцовая защита; 5 — реактор 614
щается в средней части аппарата. Такой аппарат показан на рис. 15.17. В нем реактор 5, защита 6, парогенератор 4 и тур- боагрегат 3 размещены в средней части космического аппарата внутри цилиндрического излучателя 1, при этом в головной ча- сти аппарата расположен приборный отсек 7, а в хвостовой — двигательный отсек 2. На рис. 15.18 приведен характерный пример компоновки •биологической защиты вокруг реактора энергоустановки элек- трической мощностью 25 кВт. Энергоустановка предназначена для использования в пилотируемом космическом аппарате со сменой экипажа. С учетом этих условий зашита расположена не только со стороны обитаемого отсека, но и с других сторон реактора, чтобы обеспечить защиту от излучения при подходе к станции другого космического аппарата. Защита от нейтро- нов обеспечивается с помощью гидрида лития, для защиты от ^-излучения применяются тяжелые металлы — свинец и 238U.
СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ К главе 1 1. Кузнецов В. А. Ядерные реакторы космических энергетических уста- новок. М.: Атомиздат, 1977. 240 с. 2. Кузнецов Н. М, Канаев А. А., Копп И. 3. Энергетическое оборудова- ние блоков АЭС. — 2-е изд., испр. Л.: Машиностроение (Ленингр. отд-ние)г 1987. 279 с. 3. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984. 304 с. 4. Основы теории, конструкции и эксплуатации космических ЯЭУ/ A. А. Куландин, С. В. Тимашев, В. Д. Атамасов и др. Л.: Энергоатомиздат (Ленингр. отд-ние), 1987. 328 с. 5. Судовые ядерные энергетические установки/ А. М. Головизин,. B. А. Кузнецов, Б. Г. Пологих и др.; Под ред. В. А. Кузнецова. М.: Атом- издат, 1976. 376 с. 6. Теория и расчет энергосиловых установок космических летательных аппаратов: Учебник для авиационных специальностей вузов/ Л. А. Квасни- ков и др. М.: Машиностроение, 1984. 332 с. К главе 2 1. Жидкометаллические теплоносители/ В. М. Боришанский, С. С. Кута- теладзе, И. И. Новиков, И. С. Федынский. М.: Атомиздат, 1976. 328 с. 2. Канаев А. А., Копп И. 3. Неводяные пары в энергомашиностроении. Л.: Машиностроение, 1973. 216 с. 3. Рассохин Н. Г. Парогенераторные установки атомных электростан- ций.— 3-е изд. М.: Энергоатомиздат. 1986. 472 с. 4. Чиркин В. С. Теплофизические свойства материалов ядерной техники: Справочник. М.: Атомиздат, 1968. 484 с. К главе 3 1. Гохштейн Д. П. Анализ тепловых схем атомных электрических стан- ций. М.: Атомиздат, 1978. 240 с. 2. Канаев А. А., Ратников Е. Ф., Копп И. 3. Термодинамические циклы, схемы и энергооборудование атомных электростанций. М.: Атомиздат, 1976. 320 с. 3. Кириллин В. А., Сычев В. В., Шейдлик А. Е. Техническая термодина- мика. М.: Энергия, 1968. 472 с. 616
4. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции —М- Выппяя шко- ла, 1974.-380 с; 1978.-360 с; 1984.-304 с. ' высшая шки 5. Ракицкий Б. В. Судовые ядерные энергетические установки Л • Су- достроение, 1976. 384 с. 6. Рыжкин В. Я. Тепловые электрические станции. М • Энергия 1972 448 с. ' 7. Стерман Л. С, Тевлин С. А., Шарков Т. А. Тепловые и атомные элек- трические станции: Учебник для вузов. М.: Энергоиздат, 1982. 456 с. 8. Фаворский О. Н., Фишгойт В. В., Янтовский Е. И. Основы теории кос- мических электрореактивных двигательных установок. М.: Высшая школа 1970. 386 с. К главе 4 1. Батов В. В., Корякин Ю. И. Экономика ядерной энергетики. М.: Атом- издат, 1969. 400 с. 2. Методика технико-экономических расчетов в энергетике. М.: Изд. Гос. Комитета СМ СССР по науке и технике, 1966. 252 с. 3. Прузнер С. П., Златопольский А. Н., Некрасов А. М. Экономика энер- гетики СССР. М.: Высшая школа, 1984. 470 с. 4. Синев Н. М. Экономика ядерной энергетики: Учеб. пособие. М.: Энер- гоиздат, 1984. 480 с. К главе 5 1. Воронин Л. М. Особенности эксплуатации и ремонта АЭС. М.: Энер- гоатомиздат, 1981. 168 с. 2. Динамические режимы работы судовых ядерных энергетических уста- новок/ А. А. Саркисоз, А. А. Крайнов, Б. М. Лихтеров и др. Л.: Судострое- ние, 1971. 270 с. 3. Емельянов И. Я., Газрилов П. А., Селиверстов Б. Н. Управление и безопасность ядерных энергетических реакторов. М.: Атомиздат, 1975. 280 с. 4. Емельянов И. Я., Ефанов А. И., Константинов Л. В. Научно-техниче- ские основы управления ядерными реакторами. М.: Энергоиздат, 1981. 360 с. 5. Шальман М. П., Плютинский В. П. Контроль и управление на атом- ных электростанциях. М.: Энергия, 1979. 171 с. 6. Шульц М. Регулирование энергетических ядерных реакторов: Пер. с англ. М.: Изд-во иностр. лит., 1957. 460 с. К главе 6 1. Андреев П. А., Гремилов Д. И., Федорович Е. Д. Теплообменные аппа- раты ядерных энергетических установок. — 2-е изд. Л.: Судостроение, 1969. 352 с. 2. Гидравлический расчет котельных агрегатов. Нормативный метод. М.: Энергия, 1978. 256 с. 3. Дан П., Рей Д. Тепловые трубы: Пер. с англ. М.: Энергия, 1979. 272 с. 4. Кириллов П, Л., Юрьев Ю. С, Бобков В. П. Справочник по теплогид- равлическим расчетам: Ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы. М.: Энергоатомиздат, 1984. 296 с. 5. Конструкция и проектирование двигательных установок/ Под ред. А. Ф. Гурова. М.: Машиностроение, 1980. 320 с. 6. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции.— 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984. 304 с. 7. Основы теории космических электрореактивных двигательных устано- новок: Учеб .пособие/ Под ред. О. Н. Фаворского. М.: Высшая школа, 1978. 384 с. 40—7000 617
8. Основы теории, конструкции и эксплуатации космических ЯЭУ/ А. А. Куландин, С. В. Томашев, В. Д. Атомасов и др., Л.: Энергоатомиздат (Ленингр. отд-ние), 1987. 328 с. 9. Петухов Б. С, Генин Л. Г., Ковалев С. А. Теплообмен в ядерных энергетических установках: Учеб. пособие. М.: Энергоатомиздат, 1986. 472 с. 10. Рассохин Н. Г. Парогенераторные установки атомных электростан- ций. — 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1987. 384 с. 11. Судовые ядерные паропроизводяшие установки/ Д. Ф. Романов, A. М. Лебедев, С. С. Саваренский, Н. П. Шаманов. Л.: Судостроение, 1967. 404 с. 12. Судовые ядерные энергетические установки/ А. М. Головизин, B. А. Кузнецов, Б. Г. Пологих и др.; Под ред. В. А. Кузнецова. М.: Атом- издат, 1976. 376 с. 13. Энергетические установки космических аппаратов/ С. А. Подшива- лов, Э. И. Иванов, Л. И. Муратов и др.; Под ред. Д. Д. Неверовского и В. С. Викторова. М.: Атомиздат, 1981. 240 с. К главе 7 1. Будов В. М. Насосы АЭС: Учеб. пособие. М.: Энергоатомиздат, 1986. 408 с. 2. Глухих В. А., Тананаев А. В., Кириллов И. Р. Магнитная гидродина- мика в ядерной энергетике. М.: Энергоатомиздат, 1987. 264 с. 3. Кириллов И. И., Иванов В. А., Кириллов А. И. Паровые турбины и паротурбинные установки. Л.: Машиностроение, 1978. 276 с. 4. Лопастные насосы: Справочник/ В. А. Зимницкий, А. В. Каплун, A. Н. Папир, В. А. Утов. Л.: Машиностроение, 1986. 334 с. 5. Малюшенко В. В., Михайлов А. К. Энергетические насосы: Справочное пособие. М.: Энергоиздат, 1981. 200 с. 6. Митенков Ф. М., Новинский Э. Г., Будов В. М. Главные циркуляцион- ные насосы АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1984. 320 с. 7. Михайлов А. К., Малюшенко В. В. Лопастные насосы. М.: Машино- строение, 1977. 288 с. 8. .Паротурбинные установки атомных электростанций/ Под ред. Ю. Ф. Косяка. М.: Энергия, 1978. 312 с. 9. Соколов Е. Я., Зингер Н. М. Струйные аппараты. М.: Энергоатомиздат, 1989. 352 с. 10. Троянский Б. М. Турбины для атомных электростанций. М.: Энергия, 1978. 232 с. 11. Щегляев А. В. Паровые турбины. М.: Энергия, 1976. 368 с. К главе 8 1. Арматура ядерных энергетических установок. М.: Атомиздат, 1978. 352 с. 2. Гуревич Д. Ф., Ширяев В. В., Пайкин И. X. Арматура атомных элек- тростанций: Справочное пособие. М.: Энергоиздат, 1982. 310 с. 3. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984. 304 с. 4. Стерман Л. С, Тевлин С. А., Шарков А. Г. Тепловые и атомные элек- тростанции. — 2-е изд./ Под ред. Л. С. Стермана. М.: Энергоиздат, 1982. 496 с. 5. Судовые ядерные энергетические установки/ А. М. Головизин, B. А. Кузнецов, Б. Г. Пологих и др.; Под ред. В. А. Кузнецова. М.: Атом- издат, 1976. 376 с. 618
К главе 9 1. Елисеев Б. М. Расчет деталей центробежных насосов: Справочное по- собие. М.: Машиностроение, 1975. 206 с. 2. Жирицкий Г. С, Стрункин В. Л. Конструкция и расчет на прочность деталей паровых и газовых турбин. М.: Машиностроение, 1969. 520 с. 3. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: Энергоатомиздат, 1989. 525 с. 4. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и устано- вок. М.: Металлургия, 1973. 104 с. 5. Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением. М.: Металлургия, 1976. 95 с. К главе 10 1. Безопасность ядерной энергетики/ Под ред. Дж. Раста, Л. Уивера: Пер. с англ. М.: Атомиздат, 1980. 153 с. 2. Доллежаль Н. А., Емельянов И. Я. Канальный уран-графитовый ре- актор. М.: Атомиздат, 1980. 208 с. 3. Егоров Ю. А. Основы радиационной безопасности атомных электро- станций. М.: Энергоиздат, 1982. 271 с. 4. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984. 304 с. К главе 11 1. Бедениг Д. Газоохлаждаемые высокотемпературные реакторы: Пер. с нем. М.: Атомиздат, 1975. 224 с. 2. Герасимов В. В., Касперович А. И., Мартынова О. И. Водный режим атомных электростанций. М.: Атомиздат, 1976. 400 с. 3. Жидкометаллические теплоносители ЯЭУ: Очистка от примесей и их контроль/ Ф. А. Козлов, Л. Г. Волчков, Э. К- Кузнецов, В. В. Матюхин; Под ред. д-ра техн. наук Ф. А. Козлова. М.: Энергоатомиздат, 1983. 128 с. 4. Маргулова Т. X., Мартынова О. И. Водные режимы тепловых и атом- ных электростанций. М.: Высшая школа, 1987. 319 с. 5. Мартынова О. И. Водоподготовка. Процессы и аппараты. М.: Атом- издат, 1977. 352 с. К главе 12 1. Доллежаль Н. А., Емельянов И. Я. Канальный ядерный энергетиче- ский реактор. М.: Атомиздат, 1980. 208 с. 2. Технические проблемы реакторов на быстрых нейтронах/ Ю. Е. Баг- дасаров, М. С. Пинхасик, М. А. Кузнецов и др.; Под ред. Ю. Е. Багдасарова. М.: Атомиздат, 1969. 611 с. 3. Эксплуатация реакторных установок Нововоронежской АЭС/ Ф. Я. Ов- чинников, Л. М. Воронин, С. Н. Самойлов и др. М.: Атомиздат, 1972. 162 с. К главе 13 1. Зимой А. Д. Дезактивация. М.: Атомиздат, 1972. 280 с. 2. Чечеткин Ю. В., Якшин Е. К-, Ещеркин В. М. Очистка радиоактивных газообразных отходов АЭС. М.: Энергоатомиздат, 1986. 152 с. 3. Стерман Л. С, Тевлин С. А., Шарков А. Т. Тепловые и атомные стан- ции.—2-е изд., испр. и доп.: Учебник для вузов/ Под ред. Л. С. Стермана. М.: Энергоатомиздат, 1982. 456 с. 4. Ядерная технология: Учеб. пособие для вузов/ В. П. Шведов, В. М. Се- дов, И. Л. Рыбальченко, И. Н. Власов; Под ред. И. Д. Морохова. М.: Атом- издат, 1979. 336 с. 40* 619
К главе 14 1. Канаев А. А., Ратников Е. Р., Копп И. 3. Термодинамические циклы, схемы и энергооборудование атомных электростанций. М.: Атомиздат, 1976. 320 с. 2. Маргулова Т. X. Атомные электрические станции. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Высшая школа, 1984. 304 с. 3. Строительство атомных электрических станций/ Под ред. В. Б. Дуб- ровского. М.: Энергоатомиздат, 1987. 248 с. К главе 15 1. Куландин А. А., Тимашев С. В., Иванов В. П. Энергетические системы космических аппаратов. М.: Машиностроение, 1972. 426 с. 2. Поздеев А. В. Судовые атомные энергетические установки. Л.: Судо- строение, 1964. 820 с. 3. Ракицкий Б. В. Судовые ядерные энергетические установки. Л.: Судо- строение, 1976. 384 с. 4. Судовые ядерные энергетические установки/ А. М. Головизин, В. А. Кузнецов, Б. Г. Пологих и др.; Под ред. В. А. Кузнецова. М.: Атом- издат, 1976. 376 с.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ А Аварийная ситуация 491 Аварийный питательный насос 30 Активация примесей 528 Активность газовая 528 — осколочная 529 Амортизационные отчисления 144 Аниониты 536 Антикавитационный запас энергии 350 критический 350 Арматура запорная 463, 468 — обратная 464, 478 — предохранительная 464, 480 — приводная 465 — регулирующая 463, 473 — самодействующая 465 — фазоразделительная 464, 485 Атомная станция теплоснабжения (ACT) 15 — теплоцентраль (АТЭЦ) 15 Б Барботер 26 Быстродействующая редукционная установка 30 В Вальцовка 248 Вода 65 Время удвоения мощности 143 Втулочное отношение 338 Выбег 406 Высота лопаток рабочей решетки 359 — сопл на выходе 358 Г Генеральный план 578 Герметичные электронасосы 392 с сухим статором электродвига- теля 392 Геттеры 543 Гидравлическое сопротивление 62, 218 Главные циркуляционные насосы (ГЦН) 24, 392 Глубина выгорания топлива 147 Густота решетки 339 д Давление допустимое 496 — критическое 496 — рабочее 464 — расчетное 491 — пробное 464 — условное 464 Движущий напор 230 Деаэратор 29, 103 Дистанционирование труб 249 Дифлектор 251 Длина критическая 496 Ж Жидкие металлы 34, 69 3 Задвижка 468 — главная запорная 24 Запас прочности 505 Зона контролируемая 564 — свободного режима 564 И Инжектируемая среда 441 Испаритель 34 Испарительные установки ПО 621
к Кавитация местная 349 — развитая 349 Каскадные установки 123 Катиониты 536 Кипение в большом объеме 239 — в трубах 240 — недогретой жидкости 241 Клапан запорный 468 — обратный 478 — предохранительный 26, 480 — регулирующий 474 Комбинированные циклы ЯЭУ 123 Компенсатор давления газовый 487 паровой 26, 487 Компенсация усилий осевых в насосах 362 в турСинах 368 радиальных 367 Компоновка главного корпуса 582 Конденсатор 106, 284 Конденсационная АЭС 79 Конденсация 242 Корпус 252 Коррозионное растрескивание 270 Коррозия металла 267 межкристаллитная 271 общая 267 Косой срез 354 Коэффициент возврата топлива 170 — воспроизводства ядерного топлива 146 — использования установленной мощ- ности 167 — накопления плутония 172 — недовыработки энергии 83 — полезной работы 116 — потерь давления 119 — прочности 492 — сепарации 426 — скорости 355 — теплопередачи 234 — трения 220 КПД АЭС брутто 81 нетто 81 термический 78 КПД АЭС эксергетический 79 эффективный 78 КПД ступени насоса гидравлический 342 механический 344 объемный 344 турбины 324 абсолютный 324 внутренний 80, 357 лопаточный 355 относительный 80, 324 термический 64 Кратность циркуляции 229 Кризис теплообмена 239 Критическая степень расширения 331 — частота вращения 507 Критический расход 331 Критическое паросодержание 241 Л Лопатки, отогнутые вперед 335 назад 335 — радиальные 335 М Магнитно-гидродинамический генера- тор 21, 130 МГД-насосы 447 индукционные 450 кондукционные 448 Метод приведенных (расчетных) за- трат 153 Модуль 212 Н Напряжение допустимое 491 Нарушение нормальных условий экс- плуатации 491 Насос 320 — быстроходный 333 — герметичный 26, 392 — диагональный 333,. 337 — для жидких металлов 399 — нормальной быстроходности 333 — осевой 333, 338 622
Насос питательный 112, 407 — погружной 401 — подобный 332 — поршневой 27 — с замерзающим уплотнением 399 — с контролируемой герметизирован- ной протечкой 400 — с ограниченной контролируемой протечкой 392 — тихоходный 333 — центробежный 27, 333 — шнековый 340 Непредусмотренные изменения реак- тивности реактора 202 Нормативный коэффициент эффектив- ности капиталовложений 153 — срок окупаемости 153 О Обесточивание собственных нужд ЯЭУ 202 Общестанционные затраты 146 Опоры трубопроводов 460 Отводы лопаточные 343 — спиральные 341 Охладитель дренажа 98 П Пайка 248 Параллельное включение насосов 347 Параметры торможения 331 Паровой баланс конденсационной турбины 86 Парогенератор 24, 274, 295 Пароперегреватель 36 — промежуточный 36 Перегрев пара 427 — промежуточный 427 Перегрузочная машина 551 Перепад давления 218 Питательный насос двухкорпусныи 407 однокорпусный 407 секционный 407 Плотность 61 Поверхность нагрева 245 трубчатая 245 Подшипник 385 — качения 385 — скольжения 385 динамический 385 статический 385 с переменным дросселирова- нием на входе и выходе 390 с постоянным дросселирова- нием на входе 390 Последовательное включение насосов 347 Постоянная спирального отвода 342 Потери в соплах в рабочих решетках 355 — на вентиляцию 357 — на выколачивание 357 — на трение 357 — с выходной скоростью 355 Предельный вакуум 419 Привод питательных насосов 114 Прогиб вала 507 Пропускная способность арматуры 464 условная 475 Пузырьковое кипение 239 Р Рабочая среда 441 — точка 348 Рабочее тело 20 Радионуклидный генератор 48 Разгрузочно-загрузочная машина 547, 548, 554 Разуплотнение первого контура 203 Располагаемая энергия ступени 355 Расход энергии на собственные нуж- ды 81 Расходная характеристика 476 Расхолаживание 516 Реактор БН-600 24 — ВВЭР-440 24 — ВВЭР-1000 24 — РБМКП-2400 24 623
Регенеративный подогрев 28, 88 — подогреватель 289 Регенерация 117 Регулирование насоса байпасирова- нием 346 дросселированием 346 изменением условий входа в насос 346 выхода из насоса 346 частоты вращения ротора 346 Режим базисный 180 — неноминальный 181 — нестационарный 180 — номинальный 181 — нормальной эксплуатации 180 — переменный 180 — пусковой 199 — стационарный 180 С Сварка 248 Себестоимость отпускаемой энергии 144 Секция 212 Сепаратор 28 — жалюзийный 260 Сепарация 256 — влаги в турбине 425 внешняя 424 внутренняя 424 Система аварийного охлаждения 27 Скорость критическая 260 Солесодержание 255 Статическая программа изменения па- раметров 182 Степень парциальности 357, 358 — реактивности 328 кинематическая 328 термодинамическая 353 — регенерации 90 Струйные аппараты 441 — насосы 441 Ступень турбины 352 давления 352 последняя 421 промежуточная 420 Ступень турбины реактивная 352 624 реактивная 352 регулирующая 420 скорости 362, 420 Схема регенеративного подогрева воды 98 Т Температура кипения 61 — плавания 61 Температурный напор 234 Тепловая схема принципиальная 76 развернутая 76 — труба 308 Тепловое загрязнение 561 Теплоемкость удельная 61 Теплоноситель 18, 58 Теплообменник 19 Теплопроводность 61 Теплота 18 — парообразования 61 Термическое обессоливание 110 Термокомпенсатор 254 Термоэлектрический генератор 21, 136- Термоэмиссионный преобразователь 21 Толщина стенки номинальная 492 Топливная составляющая себестоимо- сти электроэнергии 146 Топливный цикл внешний 142 замкнутый 163 — — разомкнутый 163 Турбина 20 — АЭС 430 — вспомогательная 437 — газовая 21 — многоступенчатая 416 — паровая 416 — судовая 436 У Увлажнение 260 Угол атаки 334, 354 Удельные капиталовложения 144 Удельный расход теплоты 82 Уплотнения 370 — дроссельные 373 — замерзающие 382 — комбинированные 384 — лабиринтные 373
Уплотнения сальниковые 371 — с плавающими кольцами 380 — торцевые 377 — щелевые 373 Усилия осевые 363, 368 — радиальные 363, 367 Условно-постоянная составляющая се- бестоимости электроэнергии 145 Утечки 26 X ^Характеристика гидравлическая 231 — насоса 345 приведенная 348 Характеристический коэффициент сту- пени 356 Холодильник-излучатель 134, 302 Ц Дикл бинарный 126 — Брайтона 115 — газотурбинный 115 — парогазовый 124 Цикл Ренкина 79 Циклоны 261 Цилиндр высокого давления 28 — низкого давления 28 — среднего давления 28 Э Эжектор 108 Эксплуатационные расходы 144 Энергетический коэффициент регене- ративного цикла 90 Ф Физический пуск 200 Фильтр анионитовый 536 — катионитовый 536 Я Ядерная энергетическая установка 18 двухконтурная 19 одноконтурная 19
ОГЛАВЛЕНИЕ Предисловие . ... 3 Введение .... ... 5 Ч асть первая Общие вопросы проектирования ядерных энергетических установок 18 Глава 1. Схемы и состав оборудования ядерных энергетических установок *° 1.1. Принципиальные схемы 18 1.2. Стационарные ЯЭУ *f 1.3. Судовые ЯЭУ 41 1.4. Особенности космических ЯЭУ 47 Глава 2. Теплоносители и рабочие тела ядерных энергетических уста- новок 58 2.1. Требования к теплоносителям и рабочим телам 58 2.2. Основные теплоносители и рабочие тела 65 Глава 3. Расчет и обоснование выбора тепловой схемы ядерной энер- гетической установки 74 3.1. Особенности тепловых схем 74 3.2. Состав и назначение принципиальной тепловой схемы АЭС 76 3.3. Паротурбинные АЭС 85 3.4. Регенеративный подогрев питательной воды 88 3.5. Расчет различных элементов тепловой схемы паротурбинной АЭС 102 3.6. Газотурбинная ЯЭУ 115 3.7. Комбинированные ЯЭУ 122 3.8. Космические ЯЭУ 134 Глава 4. Вопросы экономики ядерных энергетических установок . 140 4.1. Технико-экономические показатели АЭС 140 4.2. Экономический анализ безопасности ядерной энергетики . . 154 4.3. Топливные циклы ядерной энергетики 162 4.4. Определение потребности в делящихся материалах и расчет производительности предприятий топливного цикла АЭС . . 168 4.5. Технико-экономические особенности применения ЯЭУ на мор- ских судах 176 Глава 5. Работа ядерных энергетических установок на неноминальных режимах 180 5.1. Режимы работы ЯЭУ 180 5.2. Стационарные режимы на неноминальных уровнях мощности 181 5.3. Реализация программ регулирования . . . * 185 5.4. Переходные режимы и передаточные функции элементов ЯЭУ 188 5.5. Режимы пуска и нормальной остановки ЯЭУ 199 5.6. Аварийные режимы ЯЭУ 202 626
Часть вторая Оборудование ядерных энергетических установок ... 205 Глава 6. Теплообменные аппараты . 2°5 6.1. Классификация теплообменных аппаратов 205 6.2. Основы теплового и гидравлического расчетов . . . . . *1* 6.3. Гидравлический расчет по усредненным параметрам . . . 218 6.4. Тепловой расчет по усредненным параметрам 234 6.5. Основные конструкционные элементы 245 6.6. Обеспечение качества пара 255 6.7. Коррозия в теплообменных аппаратах 267 6.8. Теплообменные аппараты стационарных ЯЭУ 273 6.9. Теплообменные аппараты судовых ЯЭУ ....... 294 6.10. Теплообменные аппараты космических энергоустановок . . 299 Глава 7. Машинное оборудование .... 320 7.1. Общие сведения 320 7.2. Ступень лопаточной машины 326 7.3. Осевые и радиальные усилия в турбомашинах и их уравнове- шивание 362 7.4. Уплотнение силового оборудования 370 7.5. Опоры роторов машин 385 7.6. Главные циркуляционные насосы первого контура .... 392 7.7. Питательные насосы 407 7.8. Конденсатные насосы 414 7.9. Многоступенчатые турбины 416 7.10. Струйные насосы 441 7.11. МГД-насосы 447 Глава 8. Трубопроводы, арматура и компенсаторы давления . . 457 8.1. Трубопроводы 457 8.2. Арматура 463 8.3. Компенсаторы давления 487 Глава 9. Расчет оборудования на прочность . . 490 9.1. Общие положения 490 9.2. Выбор толщины стенок оболочек, днищ и крышек . 492 9.3. Расчет разъемного соединения 500 9.4. Расчет вала 504 9.5. Расчет дисков и барабанов 510 9.6. Расчет лопатки осевой ступени 511 Часть третья Вспомогательные системы ядерных энергетических уста- новок , . 515 Глава 10. Системы аварийного расхолаживания и локализации послед- ствий аварий на ЯЭУ . 515 10.1. Системы расхолаживания 515 10.2. Системы локализации последствий аварий . . 525 Глава 11. Системы очистки и подпитки теплоносителя 528 11.1. Физико-химические процессы, протекающие в контурах ЯЭУ 528 11.2. Очистка водного теплоносителя ......... 532 11.3. Очистка жидкометаллического теплоносителя 538 11.4. Очистка газообразного теплоносителя . 543 11.5. Очистка органического теплоносителя ...*... 545 627
Глава 12. Перегрузка топлива на ядерных реакторах 546 12.1. Способы перегрузки топлива 546 12.2. Системы перегрузки топлива и их особенности 548 12.3. Меры ядерной и радиационной безопасности при перегрузке топлива 559 Глава 13. Прочие вспомогательные системы 560 13.1. Техническое водоснабжение . 560 13.2. Система вентиляции ... 564 13.3. Дезактивационные установки . 567 Часть четверта я Устройство и компоновка ядерных энергетических установок Гл а в а 14. Размещение и компоновка производственных сооружений и оборудования АЭС 576 14.1. Выбор места и генеральный план АЭС 576 14.2. Компоновка оборудования в главном корпусе АЭС . . . 581 14.3. Типовые компоновки главного корпуса АЭС с реакторами ВВЭР и РБМК 589 Глава 15. Размещение и компоновка ядерных энергетических устано- вок на судах и космических объектах 596 15.1. Общие требования к размещению судовой энергетической установки 596 15.2. Особые требования к размещению и компоновке оборудова ния СЭУ 601 15.3. Примеры размещения ЯЭУ на судне 606 15.4. Особенности компоновки космических ЯЭУ 613 Список рекомендуемой литературы 616 Предметный указатель 621
Учебное издание |Г а н ч е в Борис Ганчевич) Калишевский Лев Львович Лемешев Руслан Степанович Колосов Евгений Борисович Кузнецов Леонид Андреевич Р е к ш н я Николай Францевич Селиховкин Сергей Викторович , Ядерные энергетические установки Зав. редакцией В. В. Климов Редактор Г. В. Чернышова Художественный редактор Б. Н. Т у м и н Технический редактор В. В. Хапаева Корректор Н. А. Войтенко ИБ № 2748 Сдано в набор 23-02.90 Подписано в печать 31.10.90 Формат 60Х881/!в Бумага типографская № 2 Гарнитура литературная Печать высокая Усл.печ.л.38,71 Усл.кр.-огт. 38,71 Уч.-изд.л. 40,91 Тираж 3400 экз. Заказ № 7000 Цена 1 р. 70 к. Энергоатомиздат. 113114 Москва, М-114, Шлюзовая наб., 10 Ордена Октябрьской Революции и ордена Трудового Красного Зна- мени МПО «Первая Образцовая типография» Государственного коми- тета СССР по печати. 113054, Москва, Валовая. 28.