/
Текст
Т X. МАРГУЛОВА
Лауреат Государственных премий СССР,
Заслуженный деятель науки и техники РСФСР,
профессор, доктор технических наук
АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
Издание четвертое,
переработанное и дополненное
Допущено
Министерством высшего и среднего
специального образования СССР
в качестве учебника
для студентов вузов.
обучающихся по специальностям
„атомные электростанции и установки",
„производство и монтаж оборудования АЭС"
„автоматизация теплоэнергетических
процессов*’
МОСКВА
•ВЫСШАЯ ШКОЛА
1984
ББК 31.47
М25
УДК 621.039
Рецензент—
проф. В. А. Иванов (Ленинградский политехнический институт)
Маргулова Т. X.
М25 Атомные электрические станции: Учебник для вузов. —
4-е изд., перераб. и доп. — М.: Высш, шк., 1984. — 304 с., ил.
В пер.: 1 р. 20 к.
В учебнике излагается теория тепловых электростанций применительно к уста-
новкам на ядерном топливе; рассматриваются реакторные, парогенераторные, паро-
турбинные, конденсационные, теплофикационные установки, главные вспомогатель-
ные системы АЭС и проектные и компоновочные решения с учетом развития атомной
энергетики за время, прошедшее после третьего издания (19Z8 г.).
.. 2304000000—100
М--------------- 118—84
001(01)—84 1
g И В Л г Г
1 И в '
^дена
ifciM . 1
_(^_^@С*Издательство «Высшая школа», 1974
ББК 31.47
6П2.11
© Издательство «Высшая школа», 1984, с изменениями
ПРЕДИСЛОВИЕ
Настоящий учебник написан на
основе курса лекций, созданного
автором для студентов специально-
сти «Атомные электростанции и ус-
тановки». Особенностью его являет-
ся изложение теории тепловых элек-
тростанций применительно только
к АЭС, что делает курс методически
стройным. Высокая оценка учебни-
ка, выразившаяся в присуждении
Государственной премии СССР пер-
вому изданию и Почетного диплома
ВДНХ второму изданию, положи-
тельные отзывы научно-технической
общественности и педагогов вузов
побудили сохранить в данном изда-
нии прежнее методическое изложе-
ние теоретической части курса.
По сравнению с третьим издани-
ем (1978 г.) в четвертом выделена
самостоятельная глава по выбору
параметров и термодинамическим
циклам АЭС, написаны новые гла-
вы, отражающие использование
атомной энергии для целей тепло-
снабжения на основе реакторов с
водным теплоносителем и перспек-
тивы использования на АЭС высо-
котемпературных газовых реакто-
ров и термоядерной энергии, не-
сколько изменена последователь-
ность глав за счет большего согла-
сования с последовательностью
технологического процесса АЭС.
Поскольку действующие в настоя-
щее время атомные электростанции
являются станциями конденсацион-
ного типа и имеют в своем составе
в основном реакторы на тепловых
нейтронах с использованием водного
теплоносителя, им, как и в предыду-
щих изданиях, уделено основное
внимание, внесены новые материа-
лы, отвечающие современному уров-
ню развития атомной энергетики.
Кроме основного автора в напи-
сании материала приняли участие
канд. техн, наук В. П. Горбатых и
инж. Б. Н. Колбасов (гл. 16) и канд.
техн, наук В. М. Зорин (Приложе-
ние) .
Автор благодарит рецензента
д-ра техн, наук, проф. В. А. Ивано-
ва, а также д-ра техн, наук
Л. М. Воронина, канд. техн, наук
М. А. Альтшуллера, В. И. Татарни-
кова и инж. Ю. А. Кузнецова за
ценные советы при просмотре руко-
писи, а инж. И. С. Никитину—-за
большую помощь при ее подготовке.
Отзывы и пожелания по улучше-
нию книги просьба присылать по ад-
ресу: 101430, Москва, ГСП-4, Не-
глинная ул., д. 29/14, издательство
«Высшая школа».
Автор
ВВЕДЕНИЕ
Атомная энергетика родилась
сравнительно недавно — в июне
1954 г., когда в СССР начала дей-
ствовать первая в мире атомная
элекростанция (АЭС) электриче-
ской мощностью 5 МВт. Опыт пус-
ка и работы этой станции показал
реальность использования атомной
энергии для промышленного произ-
водства электроэнергии. Наиболее
передовые индустриальные держа-
вы приступили к проектированию и
строительству АЭС различных ти-
пов в порядке промышленного эк-
сперимента. В 1956 г. была пущена
первая АЭС в Великобритании, а в
1957 г. — первая АЭС в США. Опыт
эксплуатации и работы по совер-
шенствованию оборудования спо-
собствовали развитию строитель-
ства АЭС — уже в 1964 г. суммар-
ная мощность АЭС составила
5000 МВт, т. е. за десять лет она
выросла в 1000 раз. Главный итог
развития атомной энергетики к это-
му времени заключался в том, что
электростанции на ядерном топливе
стали давать электроэнергию, себе-
стоимость которой оказалась такой
же, как на тепловых электростан-
циях, сжигающих уголь. С этого
Рис. В.1. Развитие атомной энергетики
мира
времени атомная энергетика начи-
нает вносить заметный вклад в об-
щее производство электроэнергии.
Из рис. В. 1 видно, что 1968 год
можно считать определенным рубе-
жом в развитии атомной энергетики.
К 1975 г. девятнадцать стран мира
имели атомные электростанции, об-
щая мощность их достигала
78 000 МВт. В дальнейшем интен-
сивность роста мощностей АЭС не-
сколько снизилась, тем не менее
ввод мощностей все же был значи-
тельным. К концу 1982 г. двадцать
четыре страны имели АЭС; общая
электрическая мощность АЭС мира
достигала 180-103 МВт.
В СССР и других социалистиче-
ских странах развитие атомной
энергетики происходит в соответст-
вии с планированием всего народ-
ного хозяйства, в капиталистиче-
ских странах на строительство АЭС
влияют частнособственнические со-
ображения. Владельцы угольных
шахт и нефтеперерабатывающих за-
водов, поставляющих органические
топлива для производства электро-
энергии, заботясь о сохранении сбы-
та своей продукции, поддерживают
распространение ложной версии о
радиационной опасности АЭС для
населения. В этом заключается од-
на из причин некоторого снижения
темпов ввода АЭС в период 1975—
1980 гг. Между тем ионизирующие
излучения являются врагами чело-
вечества только в том случае, если
используются с превышением пре-
дельно допустимых доз (ПДД).
При этом существуют как государ-
ственные, так и межгосударствен-
ные нормы, принятые Международ-
Введете
5
ным агентством по использованию
атомной энергии (МАГАТЭ).
Обеспечение радиационной без-
опасности как персонала АЭС, так
и окружающего населения является
непреложным и главным требовани-
ем при проектировании, сооружении
и эксплуатации АЭС. Данные не-
прерывно ведущихся наблюдений за
радиационным фоном на террито-
Страва ..............США
Данные на 1980 г..... 10,7
Прогноз на 2000 г. ... 35
Значительные задачи стоят и
перед атомной энергетикой СССР.
Если к началу текущей пятилетки
на АЭС СССР производилось около
6% общей выработки электроэнер-
гии, то к концу текущей пятилетки
в соответствии с решениями
XXVI съезда КПСС эта доля соста-
вит 14%; выработка электроэнергии
на АЭС достигнет 220—225 млрд.
кВт-ч, т. е. практически сравняется
с выработкой электроэнергии на гид-
ростанциях.
Большинство стран мира, в том
числе и СССР, основное количество
электроэнергии вырабатывает на
тепловых электростанциях. Разве-
данные запасы органического топ-
лива не могут обеспечить нарастаю-
щие потребности электроэнергети-
ки. Кроме того, по странам, а для
СССР в пределах страны, запасы
органического топлива распределе-
ны неравномерно по территории.
Так, наибольший прирост электро-
энергии требуется в европейской
части страны, а запасы органиче-
рии станций и за ее пределами сви-
детельствуют о безопасности атом-
ной энергетики.
Развитие атомной энергетики
неизбежно стало основой увеличе-
ния энергетического потенциала
многих стран мира. Ниже приведе-
на выработка (%) электроэнергии
на АЭС в зависимости от общей вы-
работки:
Япония Англия ФРГ Франция
13,3 9 12,3 25
35 35 43 70
ского топлива сосредоточены в ос-
новном в Сибири и Казахстане.
В этом основная причина развития
атомной энергетики в европейской
части СССР, альтернативы которой
нет. В отношении защиты окружаю-
щей среды атомная энергетика име-
ет большие преимущества перед
тепловыми электростанциями на ор-
ганическом топливе (ТЭС), которые
потребляют много кислорода, вы-
брасывают в атмосферу большие
количества сернистых соединений и
окислов азота, а также золы, соз-
дающей в окрестностях ТЭС радио-
активный фон больший, чем для
АЭС.
Атомные электростанции имеют
свои особенности, которые необхо-
димо учитывать при их проектиро-
вании и эксплуатации. Для все бо-
лее эффективной реализации пре-
имуществ атомной энергетики необ-
ходимо совершенствовать проекти-
рование, сооружение и эксплуата-
цию АЭС.
ГЛАВА 1
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК
1.1. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ
И ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ
Научно-технический и социаль-
ный прогресс возможен только в
условиях увеличения количества ис-
пользуемых человечеством энерге-
тических ресурсов и особенно про-
изводства электрической энергии.
Как видно из рис. 1.1, установлен-
ная мощность электростанций мира
и выработка электроэнергии непре-
рывно растут. Показателями уров-
ня технического развития стран яв-
ляются годовая выработка электро-
энергии на одного человека
(кВт-ч/чел.) и установленная мощ-
ность на одного человека (кВт/чел.).
Для таких промышленно развитых
стран, как ФРГ, ГДР, Швейцария,
Англия, Япония, ЧССР, Австрия,
Нидерланды, Дания, Франция и
СССР, эти показатели находятся в
пределах 5800—4200 кВт-ч/чел. и
Рис. 1.1. Установленная мощность (/) и
выработка электроэнергии (2) суммарно в
мире за 1955—1980 гг.
1,3—0,95 кВт/чел., но для многих
стран мира выработка электро-
энергии — менее 500 кВт-ч/чел.,
причем для 33 стран — менее
100 кВт-ч/чел., а для некоторых из
них — даже менее 10 кВт-ч/чел.
Для СССР характерен непре-
рывный рост установленной мощно-
сти и выработки электроэнергии
(рис. 1.2). Начиная с 1970 г. СССР
занимает второе место в мире по
выработке электроэнергии, причем
в СССР ежегодно вырабатывается
электрической энергии больше, чем
в Англии, Франции, ФРГ и Италии,
вместе взятых.
Рис. 1.2. Установленная мощность (/) и
выработка электроэнергии (2) в СССР за
1930—1980 гг. и по плану 1985 г.
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
7
Для правильной оценки энерге-
тической «вооруженности» страны
важна также структура использова-
ния установленной мощности. Так,
в США ежегодная выработка элек-
троэнергии больше, чем в СССР,
примерно в 1,75 раза. Однако если
сравнить суммарное потребление
электроэнергии в промышленности,
сельском хозяйстве и на транспорте,
то окажется, что потребление элек-
троэнергии (% общей выработки)
в США больше, чем в СССР, лишь
в сфере обслуживания, что видно из
табл. 1.1. Структура энергопотреб-
ления существенно зависит прежде
Таблица 1.1. Структура потребления электроэнергии в США и в СССР, % общей выра-
ботки электроэнергии в этих странах
Отрасль 1975 г. 1980 г.
США СССР США СССР
Промышленность 39,5 58,6 39,4 55,2
Транспорт 0,2 7,2 0,2 7,3
Сельское хозяйство 4,2 -5,2 4,0 7,4
Суммарно промышленность, транспорт и сельское хозяйство 43,9 71,0 43,6 69,9
Сфера обслуживания и быта 42,5 13,5 42,3 14,3
Потери, экспорт и прочее 13,6 15,5 14,1 15,8
Всего 100 100 100 100
всего от способа планирования на-
родного хозяйства -— капиталисти-
ческого или социалистического. Для
СССР характерно рациональное ис-
пользование энергетических ресур-
сов, в то время как в США огром-
ное количество электроэнергии на-
правлено на непроизводительные
нужды, связанные в большой степе-
ни, например, с рекламой. В США
используется 52% всей электроэнер-
гии, вырабатываемой в мире, тогда
как население США составляет все-
го 6% населения всей земли.
Развитию энергетики. СССР
сильно помешали годы Великой
Отечественной войны. В этот период
установленная мощность и выра-
ботка электроэнергии уменьшились;
рост этих показателей вновь начал-
ся лишь в послевоенный период.
Интенсивность развития энергетики
в СССР могла бы быть существен-
но выше, если бы была связана
только с промышленно развитыми
районами. Однако национальная,
экономическая и оборонная полити-
ка Коммунистической партии и Со-
ветского государства такова, что
большие капиталовложения в про-
мышленность и, в частности,в энер-
гетику направлялись в отсталые
ранее окраинные регионы СССР,
практически не имевшие энергети-
ческой базы. С особой силой эта
политика проявилась в предвоенные
годы и в послевоенный период. Так
в Сибири, Казахстане, \ в Средней
Азии были созданы мощные энерге-
тические системы.
Выработка электроэнергии про-
изводится за счет возобновляемых
и невозобновляемых природных
энергетических ресурсов. Первые из
них — солнечная энергия, ветер,
вода рек, горячие (геотермальные)
8
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
подземные воды, энергия морских
приливов и отливов. Переменность
параметров установок, использую-
щих энергию ветра и солнечную
энергию, затрудняет их использова-
ние. Тем не менее решения
XXVI съезда КПСС привлекают
внимание исследователей к этим ис-
точникам, так как за их счет мож-
но экономить органические топлива.
Из числа возобновляемых энер-
горесурсов особое место занимает
энергия воды. Гидроэнергетика —
одна из важнейших в настоящее
время отраслей электроэнергетики.
Из-за различных природных усло-
вий роль гидроэнергетики в выра-
ботке электроэнергии не одинакова
для различных стран мира.
Невозобновляемые энергетиче-
ские ресурсы — нефть, природный
газ, угли (каменные, бурые, антра-
циты) и горючие сланцы — обычно
объединяют понятием органические
(или, реже, ископаемые') топлива.
За счет высвобождения химически
связанной в топливе энергии в про-
цессе его горения человечество из-
давно получало тепловую энергию.
В XIX в. широко распространилось
превращение тепловой энергии в
механическую, а затем, в XX в., в
электрическую.
В большинстве стран, в том чис-
ле и в СССР (табл. 1.2), основная
выработка электроэнергии обеспе-
чивалась (и обеспечивается в на-
стоящее время) тепловыми электро-
Таблица 1.2. Доля мощности, установленной на гидроэлектростанциях (ГЭС), от общей
мощности (по странам Европы и в США)
Страна Доля мощности, % Страна Доля мощности, %
Нидерланды 0 Болгария 23,0
Дания 0,13 Франция 31,0
Венгрия 0,89 Финляндия 33,0
Англия 3,0 Италия 34,5
Польша 5,2 Югославия 44,1
ГДР 6,9 Испания 47., 0
ФРГ 7,8 Швеция 55,0
Бельгия 10,6 Австрия 66,0
США 12,1 Португалия 73,0
ЧССР 13,4 Швейцария 85,0
СССР 19,6 Норвегия 99,0
Румыния 22,0
станциями (ТЭС), использующими
теплоту сгорания органических топ-
лив. Поэтому в странах с преиму-
щественным значением теплоэнер-
гетики обычно употребляют термин
топливно-энергетические ресурсы
(а не просто энергетические ресур-
сы).
В начале XX столетия было
установлено, что запасы органиче-
ского топлива в мире (разведанные
и прогнозируемые) значительны.
Относительно малые расходы топ-
ливных ресурсов позволяли в нача-
ле века не заботиться об эконома-
ном их расходовании. Однако про-
изводство электроэнергии стреми-
тельно увеличивалось. Так, в мире
с 1900 по 1980 г. оно выросло в
13 раз. Соответственно возрастало
I
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
9
использование энергетических ре-
сурсов. В 30-е годы нынешнего века
расход органических топлив стал
приближаться к 1 % разведанных
запасов, что означало израсходова-
ние их как максимум через 100 лет.
К этому же времени началось ис-
пользование нефти и природного
газа как сырья для химической про-
мышленности, а еще ранее как топ-
лива для транспорта, и высокока-
чественных углей для металлургиче-
ских процессов.
В структуре расходования топ-
лива важно соотношение между ис-
пользованием для целей энергетики
углей и нефти (мазута). В начале
века выработка электроэнергии на
ТЭС на углях составляла более
90%, на мазуте — всего несколько
процентов. Затем в большей мере
стали использовать нефть, так как
создание мощных тепловых элек-
тростанций на углях существенно
дороже, чем на мазуте. Этому спо-
собствовало также открытие огром-
ных нефтяных месторождений на
Ближнем Востоке, что позволило
ряду стран ориентировать свою теп-
лоэнергетику на использование им-
портной нефти.
Из всех топлив ресурсы нефти
наиболее быстро исчерпаемы. По
разным прогнозам и в зависимости
от интенсивности потребления неф-
ти при существующих пропорциях в
расходовании нефти и угля разве-
данных мировых запасов нефти мо-
жет хватить на 30—60 лет. Специ-
фикой нефти как топлива является
возможность ее легкого транспорти-
рования (нефтепроводы, танкеры).
Например, США импортируют бо-
лее 50% расходуемой нефти.
Нефть — предмет импорта и для
многих других стран —- Японии,
ФРГ, Франции, Италии и др.
Природный газ для транспорти-
ровки менее пригоден и поэтому в
меньшей мере экспортируется. Тран-
спортировка твердого топлива на
большие расстояния и тем более его
экспорт целесообразны только для
высококачественных углей, но добы-
ча углей требует сооружения доро-
гостоящих шахт и больших трудо-
затрат. В этом также причина пред-
почтения в ряде случаев нефти углю
в условиях капиталистических стран.
Запасы угля во всем мире, в том
числе и в СССР, существенно пре-
вышают запасы нефти. По различ-
ным оценкам, запасов угля может
хватить для целей теплоэнергетики
на 2—3 столетия.
Топливная политика СССР осно-
вывается на рациональном исполь-
зовании природных ресурсов. Реше-
ниями XXVI съезда КПСС преду-
смотрено, что уровень добычи неф-
ти (вместе с газовым конденсатом)
нефть и уголь
млн. т
300--600
200 —400
100—200
0-L I---------1---1----L
Год 1970 1975 1980 1985
Рис. 1.3. Добыча основных топлив в СССР
за 1970—1980 гг. и по плану 1985 г.:
1 — уголь;
2 — нефть (с газовым конденсатом);
3 — газ
10
Глава I. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
в одиннадцатой пятилетке лишь не-
значительно возрастет по сравне-
нию с десятой (рис. 1.3). Предпола-
гается существенное увеличение до-
бычи угля и природного газа, кото-
рые и будут основными энергетиче-
скими топливами в СССР на один-
надцатую пятилетку и до 1990 г.
Необходимо иметь в виду, что стои-
мость угля шахтной добычи все вре-
мя возрастает. Кроме того, уголь-
ные бассейны европейской части
СССР по своей производительности
не могут, обеспечить необходимое
увеличение производства электро-
энергии в этой части страны. В то
;же время в Сибири и в Казахстане
имеются большие запасы угля в
Канско-Ачинском и Экибастузском
месторождениях, причем неглубокое
залегание этих углей позволяет до-
бывать их дешевым открытым спо-
собом. Наличие в этих углях боль-
шого количества золы и влаги дела-
ет их малоценным топливом, даль-
ние перевозки которого нецелесооб-
разны. Поэтому на этих углях будут
работать мощные ТЭС, сооружае-
мые вблизи мест добычи. Создание
мощных топливно-энергетических
комплексов (ТЭК) в Сибири и в
Казахстане, начатое в десятой пя-
тилетке, будет в соответствии с ре-
шениями XXVI съезда КПСС ин-
тенсивно вестись и далее. Произво-
димая на них электроэнергия будет
не только использоваться на месте,
но и передаваться в европейскую
часть СССР.
В Средней Азии и особенно в
Сибири сосредоточены и наиболее
благоприятные гидроэнергетические
ресурсы. Такое неравномерное рас-
пределение топливных и гидроэнер-
гетических ресурсов по территории
СССР затрудняет снабжение элек-
троэнергией растущей промышлен-
ности европейской части. Топливно-
энергетические ресурсы, имеющиеся
в областях СССР за Уралом, со-
ставляют около 80% от общих по
всей стране, а потребность в элек-
троэнергии пока всего около 25%.
Для европейской части СССР имеет
место обратное соотношение. Снаб-
жение электроэнергией этой части
страны будет возрастать за счет
электроэнергии, производимой на
гидравлических и на тепловых элек-
тростанциях Сибири и Казахстана.
Но полностью этот переток электро-
энергии задачу не решит. Вот поче-
му большое значение придается
атомной энергетике, основные объ-
екты которой действуют и будут со-
оружаться именно в европейской
части страны. В связи с положи-
тельным опытом работы АЭС с ре-
акторами, использующими энергию
деления тяжелых ядер, в состав
топливно-энергетических ресурсов
включают теперь и запасы урана.
В пересчете на условное топливо
разведанные запасы урана превы-
шают запасы углей, так как по сво-
ей тепловой ценности уран много-
кратно превосходит любое органи-
ческое топливо, в том числе и нефть.
Так, 1 т природного урана может
заменить 20—30 тыс. т высокока-
чественного каменного угля, что
чрезвычайно сокращает объемы пе-
ревозок топлива. Применение урана
дает возможность использовать
нефть в основном как сырье для хи-
мической промышленности и высо-
коценные угли для металлургиче-
ской промышленности. Вот почему
в Отчетном докладе ЦК КПСС
XXVI съезду указано, что «надо сни-
жать долю нефти как топлива, за-
менять ее газом и углем, быстрее
развивать атомную энергетику...».
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
11
1.2. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ
СССР
Чрезвычайно важная роль элек-
трификации в создании материаль-
но-технической базы коммунизма в
нашей стране подчеркнута в Про-
грамме КПСС, где сказано: «Элек-
трификация, являющаяся стержнем
строительства экономики коммуни-
стического общества, играет веду-
щую роль в развитии всех отраслей
народного хозяйства, в осуществле-
нии всего современного техническо-
го прогресса»*.
Возможность передачи электро-
энергии на весьма большие расстоя-
ния неизбежно приводит к созда-
нию развитых объединенных элек-
тросетей в пределах любой, даже
весьма большой страны с общим уп-
равлением энергосистемами и об-
щим планированием их развития.
В полной степени этому отвечает
лишь социалистическое общегосу-
дарственное планирование. Это бы-
ло указано В. И. Лениным уже на
первых этапах развития электро-
энергетики. В. И. Ленин предвидел
особое, революционизирующее зна-
чение электричества — универсаль-
ного вида энергии, позволяющего
осуществлять его передачу на даль-
ние расстояния и легкую трансфор-
мацию в другие виды энергии.
Именно эти свойства электрической
энергии В. И. Ленин считал нуж-
ным использовать для всемерного
развития производительных сил и
роста общественной производитель-
ности труда, имея в виду, что толь-
ко на основе электрификации воз-
можен научно-технический прогресс
* Программа Коммунистической пар-
тии Советского Союза. М., Политиздат,
1964, с. 69.
всего народного хозяйства и что
электрификация является одним из
могучих факторов ликвидации про-
тивоположности между городом и
деревней. Все это нашло свое отра-
жение в Государственном плане
электрификации России — плане
ГОЭЛРО, разработанном уже в
первые годы Советской власти по
инициативе и под руководством
В. И. Ленина и утвержденном в де-
кабре 1920 г. на VIII Всероссийском
съезде Советов.
Это был не только план электри-
фикации, а первый в истории чело-
вечества единый Государственный
народнохозяйственный план страны,
так как в нем были указаны не
только районы и мощности строи-
тельства электростанций, ио и про-
мышленных предприятий, которые
будут получать от них электроэнер-
гию. По плану ГОЭЛРО предпола-
галось за 10—15 лет построить
30 новых электростанций общей
мощностью 1,5 млн. кВт, в том чис-
ле 0,95 млн. кВт на ТЭС. План
ГОЭЛРО был выполнен со значи-
тельным опережением сроков. Че-
рез 10 лет после его принятия мощ-
ность новых электростанций соста-
вила 1,750 млн. кВт. Со времени
осуществления плана ГОЭЛРО
электрификация СССР прошла
огромный путь развития. Достаточ-
но привести такой пример — мощ-
ность каждого блока Ленинград-
ской АЭС—1000 МВт, т. е. боль-
ше мощности всех тепловых стан-
ций по плану ГОЭЛРО. К концу
1980 г. установленная мощность на
всех электростанциях СССР достиг-
ла 2G7 млн. кВт, а выработка элек-
троэнергии— 1295 млрд. кВт-ч в
год. Еще большее развитие пред-
стоит в текущей пятилетке — в
1985 г. производство электроэнергии
12
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
должно составить 1550—1600 млрд.
кВт-ч.
В основе развития энергетики
СССР лежали основные положения
ленинского учения об электрифика-
ции, кратко сформулированные им
как лозунг «Коммунизм — это есть
Советская власть плюс электрифи-
кация всей страны». Основные по-
ложения электрификации СССР:
1 Опережающие темпы развития
электроэнергетики по отношению к
другим отраслям промышленности.
2. Строительство крупных элек-
тростанций, обслуживающих целые
районы *.
3. Сжигание непервоклассных
топлив, перевозка которых в связи
с этим нерациональна (отсюда их
наименование «местные топлива»).
4. Использование тепловых элек-
тростанций не только для электро-,
но и для теплоснабжения — пар на
производство, горячая вода для про-
изводства и бытовых нужд.
5. Широкое использование бла-
гоприятных водных ресурсов.
6. Рациональное территориаль-
ное размещение электростанций и
освоение на этой основе новых райо-
нов страны.
7. Использование электрической
тяги на железнодорожном тран-
спорте.
8. Строительство линий электро-
передачи и объединение электро-
станций для параллельной работы.
Создание энергетических систем
для последующего образования еди-
ной энергетической системы страны.
* Отсюда и наименование конденсаци-
онных тепловых электростанций — ГРЭС
(Государственная районная электрическая
станция), вошедшее в практику.
1.3. ЕДИНАЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
СИСТЕМА СССР
Особенности работы электриче-
ских станций:
1) работа осуществляется круг-
лосуточно, без перерывов;
2) потребление и производство
электроэнергии равны, так как
практически отсутствуют возможно-
сти накопления электроэнергии на
электростанции в процессе произ-
водства;
3) аварийный останов оборудо-
вания на электростанции снижает
экономические показатели не толь-
ко самой электростанции, но и того
промышленного оборудования, элек-
троснабжение которого прекраща-
ется после аварии на станции. При
этом следует иметь в виду, что на
многих производствах это приводит
к аварийному состоянию оборудо-
вания, которое может потребовать
значительных восстановительных
работ.
Сказанное предъявляет высокие
требования к надежности электро-
снабжения, которые легче удовлет-
ворить, если отдельные электростан-
ции, как тепловые, так и гидравли-
ческие, объединять в энергетические
системы для параллельной работы.
Соответственно под энергетической
системой (ЭС) подразумевается со-
вокупность электростанций и элек-
трических и тепловых сетей, соеди-
ненных между собой и связанных
общностью режима в процессе про-
изводства, преобразования и рас-
пределения электрической и тепло-
вой энергии при общем управлении
этим режимом, которое осуществля-
ется диспетчером системы.
Объединение в системы кроме
повышения надежности энергоснаб-
жения позволяет больше загружать
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
13
те агрегаты, экономические показа-
тели которых выше. В результате
появляется возможность экономии
органического топлива. Объедине-
ние в систему позволяет уменьшить
энергетических систем. Существую-
щие в СССР 95 энергосистем обра-
зуют 11 объединенных энергетиче-
ских систем (ОЭС), как это схема-
тически показано на рис. 1.4. Мощ-
Рис. 1.4. Объединенные
энергетические системы
СССР
общее число резервных агрегатов,
предусмотренных для бесперебойно-
го снабжения предприятий, а также
вести дальнейшее наращивание
мощностей более крупными агрега-
тами, так как на работе мощных
ОЭС включение и выключение та-
ких агрегатов скажется меньше.
Еще более высокая ступень раз-
вития — объединение нескольких
ности этих ОЭС приведены в
табл. 1.3. Причем девять из них
соединены между собой межсистем-
ными связями, образуя Единую
энергетическую систему СССР
(ЕЭС СССР). В течение текущей
пятилетки будет завершено подсое-
динение к ЕЭС СССР ОЭС Средней
Азии, по ОЭС Дальнего Востока к
ЕЭС СССР присоединена еще не
Таблица 1.3. Установленные мощности ЕЭС СССР на 01.01.81
Объединенные энергетичес- кие системы Мощность каждой системы, млн. кВт Объединенные энергетичес- кие системы Мощность каждой системы, млн. кВт
I. Центра 39,3 VII. Урала 30,8
II. Северо-Запада 25,9 VIII. Казахстана 8,9
III. Юга 44,6 IX. Сибири 35,1
IV. Северного Кавказа 10,0 X. Средней Азии 18,4
V. Закавказья 10,5 XI. Дальнего Востока 4,0
VI. Средней Волги 15,7
Суммарно по СССР
245,8
14
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
будет — мощность ее невелика, а
расстояния значительны.
По охватываемой территории
(10 млн. км2) ЕЭС СССР не имеет
себе равных в мире. Управление
ЕЭС осуществляется не только с
центрального диспетчерского управ-
ления ЕЭС (ЦДУ ЕЭС СССР) че-
рез диспетчерские управления ОЭС,
но и непосредственно из ЦДУ ЕЭС.
Наличие ЕЭС СССР имеет большое
значение для частичного использо-
вания в европейской части СССР
электроэнергии, вырабатываемой в
Сибири и Казахстане на мощных
гидростанциях и на ТЭС, сжигаю-
щих дешевые угли. Кроме того, в
связи с различием географических
координат по территории СССР
(различные временные пояса) ЕЭС
позволяет полнее загружать обору-
дование. Это существенно экономит
капиталовложения в энергетику и
дает большой экономический эф-
фект.
В отдельных случаях электриче-
ская станция может работать не в
системе, а изолированно. Такие
станции используют для энерго-
снабжения небольшой группы пред-
приятий и населенных пунктов, рас-
положенных в удаленных малонасе-
ленных районах со слабо развитой
промышленностью. Из общей мощ-
ности электростанций СССР
267 млн. кВт к началу 1981 г.
21 млн. кВт приходится на электро-
станции, работающие изолирован-
но, а в ЕЭС включено 223 млн. кВт.
Если учесть работу ЕЭС СССР па-
раллельно с объединенной энергети-
ческой системой остальных стран
СЭВ — системой «МИР» с диспет-
черским управлением в г. Праге, то
общая мощность этих систем соста-
вит 300 млн. кВт. Передача элек-
троэнергии из СССР в другие стра-
ны, в том числе капиталистические,
возможна и непосредственно (рис.
1.4).
Естественно, что крупное энерге-
тическое объединение требует боль-
шой надежности межсистемных свя-
зей. В СССР этому вопросу уделя-
ется огромное внимание. Надеж-
ность работы обеспечивается за
счет средств автоматической раз-
грузки и регулирования, а также
широкого применения противоава-
рийной автоматики. Такой единый
государственный подход к надежно-
сти характерен для социалистиче-
ского планирования. В капиталисти-
ческих странах, например в США,
энергоснабжение страны осущест-
вляют частные компании, причем
основную роль играют 200 крупней-
ших. При этом проявляется стрем-
ление к экономии на оборудовании,
обеспечивающем надежность меж-
системных связей. Отставание во
вводе в эксплуатацию необходимых
внутрисистемных и межсистемных
линий ограничивает возможности
маневрирования в необходимых ре-
жимах. Это вызывает аварии в
энергосистемах, так в США в год
происходит по 5—6 крупных ава-
рий. Наиболее ярко проявились не-
достатки в обеспечении надежности
энергоснабжения в процессе двух
широко известных аварий — в но-
ябре 1965 г., когда Нью-Йорк и
большая территория на севере США
на 12 ч остались без электроснаб-
жения, и в июле 1977 г., когда элек-
троснабжение Нью-Йорка прекрати-
лось на 25 ч.
1.4. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК
Основная задача электростан-
ций — обеспечение электроэнергией
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
15
промышленности и коммунально-
бытовых нужд населения. По своим
характеристикам промышленная и
коммунально-бытовая электриче-
ские нагрузки существенно различа-
ются как по значению, таки по пере-
менности в течение суток. Потреб-
ности в электроснабжении характе-
ризуются графиками электрических
нагрузок. Зависимость нагрузки от
времени суток называется суточным
графиком электрической нагрузки.
Он может составляться как для от-
дельной ЭС, так и для ОЭС или
ЕЭС СССР в целом. Наиболее су-
щественно изменение электрической
нагрузки, связанной с коммунально-
бытовыми нуждами. На рис. 1.5
представлен такой суточный график
для ЕЭС СССР, из которого видно,
что электрическая нагрузка зимой
больше, чем летом, и резко снижа-
ется в ночные часы. Наименьшее ее
значение называют минимумом на-
грузки. В дневные и вечерние часы
наблюдается повышение нагрузки,
причем более значительное измене-
ние — зимой. Имеется два макси-
мума нагрузки — утренний и вечер-
ний. Графики электрических нагру-
зок должны обеспечиваться («по-
крываться») в обязательном поряд-
ке. Поэтому стремятся провести все
необходимые ремонты в летний пе-
риод, чтобы практически все обору-
дование ЭС могло использоваться
для обеспечения зимнего максиму-
ма. Часто этот максимум называют
пиком нагрузки.
Для характеристики плотности
графика нагрузок используют два
коэффициента: а — отношение ми-
нимальной нагрузки к максималь-
ной; р — отношение средней на-
грузки к максимальной. Для комму-
нально-бытовой электрической на-
грузки а = 0,45 как летом, так и зи-
мой; коэффициент р существенно
выше: (3 = 0,88 летом и 0,78 зимой.
Основная электрическая нагруз-
ка связана с потребностями про-
Рис. 1.5. Суточный график коммунально-
бытовой электрической нагрузки ЕЭС
С ССР в рабочие дни
30
10
о
- 1има^ /Лето 3
I I I I I I I___I_I_I__!_J
4 8 12 .16 20 24ч
Рис. 1.6. Суточный график электрической
нагрузки ЕЭС СССР в рабочие дни
мышленности. На рис. 1.6 приведен
суточный график промышленной 2
и полной 1 нагрузок. Из графика
видно, что и здесь нагрузка пере-
менна в течение суток — имеются
минимумы и максимумы. Однако
плотность графиков на рис. 1.6 вы-
ше (сс = 0,75 зимой и 0,76 летом;
(3 — 0,90 зимой и 0,89 летом) и, кро-
ме того, различие в коэффициентах
сс и р для условий зимы и лета
практически отсутствует. Это объ-
16
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
ясняется определяющим влиянием
более постоянной в течение суток
промышленной нагрузки, значение
которой примерно в шесть раз боль-
ше коммунально-бытовой.
Приведенная на рисунке полная
электрическая нагрузка больше, чем
отпускаемая потребителям. Часть
электрической энергии расходуется
самими электростанциями, напри-
мер для электроприводов многочис-
ленных насосов и вентиляторов.
Этот расход на собственные нуж-
ды 3 (рис. 1.6) составляет в целом
по ЕЭС СССР около 7%. Кроме то-
го, в процессе передачи электро-
энергии по проводам существуют
потери непосредственно в электри-
ческих сетях, составляющие око-
ло 10%.
Промышленная электрическая
нагрузка более равномерна при об-
служивании предприятий, работаю-
Рис. 1.7. Полный суточный график элек-
трической нагрузки крупного промышлен-
ного района в зимний период:
/ — потерн в сетях и собственные нужды элек-
тростанции;
II — коммунально-бытовая нагрузка;
III — односменные промышленные предприятия;
IV — электрифицированный транспорт;
V — двухсменные промышленные предприятия;
VI — трехсменные промышленные предприятия
щих в три смены; наименее равно-
мерна для предприятий, работаю-
щих в одну смену.
Для построения полного суточ-
ного графика электрической стан-
ции или электрической системы не-
обходимо кроме промышленной и
коммунально-бытовой нагрузок
учесть также потребление электро-
энергии электрифицированным
транспортом, потери электроэнергии
в электрических сетях системы и
расход электроэнергии на собствен-
ные нужды. Такой полный суточный
график представлен на рис. 1.7.
Графики электрических нагру-
зок, изображенные на рис. 1.5—1.7,
соответствуют рабочим дням неде-
ли. Электрическая нагрузка в суб-
боту, воскресенье и праздничные
дни снижается примерно вдвое по
сравнению с рабочими. Это может
потребовать останова ряда крупных
энергетических агрегатов, что сни-
жает их эксплуатационные показа-
тели. Но, с другой стороны, это по-
зволяет энергетическим системам
проводить в эти дни профилактиче-
ские ремонты оборудования и, та-
ким образом, повышать надежность
его работы.
Для электростанции, или для
энергетической системы, суточные
графики электрической нагрузки
строят по месяцам года, а затем на
основании этих данных — годовой
график электрических нагрузок по
продолжительности. Этот график
характеризует число часов в год тг-,
в течение которых нагрузка энерго-
системы равна определенной вели-
чине NSi.
Для построения графика нагру-
зок по продолжительности ломаные
линии суточных графиков нагрузки
заменяются ступенчатыми. Кривая
М)=Д(т), полученная в результате
Глава 1. Энергетические системы и графики электрических нагрузок
17
такой суммарной обработки наибо-
лее характерных суточных графиков
нагрузки для годового периода, по-
казана на рис. 1.8. Площадь под
кривой Нэ=)(т) соответствует годо-
Рис. 1.8. Годовой график электрических
нагрузок по продолжительности
вому производству электроэнер-
гии «ЭГОд (кВт-ч) в рассматриваемой
системе.
Нагрузку, характерную для наи-
большего числа часов работы, назы-
вают базовой (1)\ для наименьше-
го— пиковой (III). Обычно в по-
крытии годового графика нагрузки
системы участвуют агрегаты и стан-
ции разной экономичности. Распре-
деляют суммарную нагрузку по от-
дельным станциям (агрегатам) так,
чтобы обеспечить наиболее эконо-
мичную работу системы в целом.
Этого можно достичь, если станции,
имеющие меньшие затраты на топ-
ливо, будут загружаться большее
число часов в году, а станции с
большими затратами на топливо —
меньшее. Станции, работающие с
наибольшей возможной нагрузкой
значительную часть года и тем са-
мым участвующие в покрытии ниж-
ней части графика продолжительно-
сти нагрузки, назьщшод^агх^иш^
станции, используемые в течение
I орд»
небольшой части года только для
покрытия пиковой нагрузки, — пи-
ковыми. Кроме того, в системе име-
ется ряд электростанций, несущих
промежуточную (II) нагрузку меж-
ду базовой и пиковой.
Для покрытия пиковых нагрузок
в системах, имеющих в своем соста-
ве гидростанции, наиболее целесо-
образно использовать гидроаккуму-
лирующие электростанции (ГАЭС).
В периоды «провала» нагрузки
ГАЭС работает в насосном режиме,
затрачивая электроэнергию, выра-
батываемую другими ЭС, для за-
качки воды из нижнего водохрани-
лища в верхнее. Это выравнивает
график. В период увеличения на-
грузки ГАЭС работает в турбинном
режиме, срабатывая уровень воды
из верхнего водохранилища и со-
кращая участие тепловых ЭС в ре-
гулировании нагрузки. В качестве
пиковых могут сооружаться также
установки специально предназна-
ченные для этой цели и приспособ-
ленные для частых пусков и остано-
вов. Тепловая экономичность пико-
вых электростанций обычно ниже,
чем у базовых, из-за работы в пе-
ременных режимах, но это несуще-
ственно в связи со сравнительно не-
большой выработкой ими электро-
энергии. К числу пиковых устано-
вок относятся, например, газотур-
бинные.
Одна из основных характеристик
электростанции — установленная
мощность, определяемая как сумма
номинальных мощностей электро-
генераторов. Номинальная мощ-
ность генератора — это наиболь-
шая мощность, при которой он мо-
жет работать длительное время в
режимах, оговоренных технически-
ми условиями.
I Е W А Переменность электрической на-
и п 1
Г!^чг.а‘’
18
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
грузки во времени заставляет выби-
рать мощность электростанции по
максимуму нагрузки в зимнее вре-
мя. Это означает, что в остальное
время оборудование станции ис-
пользуется не полностью. Для оцен-
ки полноты использования установ-
ленного оборудования ЭС пользу-
ются коэффициентом использования
установленной мощности станции
Цуст — это отношение количества
выработанной электроэнергии в те-
чение года ЭГод (кВт-ч) к тому ко-
личеству, которое могло быть выра-
ботано при годовой работе станции
с установленной мощностью, т. е. к
7УуСТ-8760 (кВт-ч):
Руст ~ ^год/С^уст ’ 8760), (1-1)
где 8760 — число часов в году.
Работа станции может также
характеризоваться годовым числом
часов использования установленной
мощности
туст = Эгод/^уст- (1 • 2)
Коэффициент использования
установленной мощности и число
часов использования установленной
мощности связаны между собой со-
отношением
Руст — ^уст/8760. (1-3)
Число часов использования уста-
новленной мощности зависит от то-
го, в каком режиме работает стан-
ция. Для станций, работающих с
базовой нагрузкой, число часов ис-
пользования установленной мощно-
сти составляет обычно 6000—7000,
в то время как в среднем около
5500 ч/год, а для специальных пико-
вых агрегатов туСт может быть
2000 ч/год и менее.
Тепловые электростанции в от-
личие от гидравлических должны
снабжать промышленность и насе-
ление не только электрической, но
и тепловой энергией. Это относится
и к атомным электростанциям. Дей-
ствующие в настоящее время атом-
ные электростанции в малой степе-
ни решают вопросы теплоснабже-
ния, но в последние годы началось
более широкое использование атом-
ных электростанций для теплоснаб-
жения. Соответственно основное из-
ложение курса посвящено атомным
электростанциям, сооружаемым для
электроснабжения, с выделением
отдельной гл. 13, посвященной рас-
смотрению графиков тепловых на-
грузок и вопросам теплоснабжения.
ГЛАВА 2
АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА И ЕЕ РАЗВИТИЕ
2.1. ТИПЫ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
НА ЯДЕРНОМ ТОПЛИВЕ
Атомная энергетика от традици-
онной теплоэнергетики отличается
источником получения тепловой
энергии, превращаемой в турбине в
механическую. Со времени пуска
первой АЭС наряду с тепловыми
электростанциями на органическом
топливе существуют тепловые элек-
тростанции на ядерном топливе. По-
ка это электростанции конденсаци-
онного типа, отпускающие потреби-
телям только электроэнергию.
Именно такие электростанции полу-
чили наименование атомные элек-
тростанции (АЭС). Однако возмож-
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
19
но создание атомных станций, от-
пускающих потребителям не только
электроэнергию, но и теплоту. Та-
кие электростанции называют атом-
ными теплоэлектроцентралями
(АТЭЦ). Длительное время нахо-
дится в эксплуатации Билибинская
АТЭЦ на Чукотке мощностью
48 МВт. В текущем пятилетии ве-
дется сооружение первенца мощных
АТЭЦ — Одесской АТЭЦ.
Можно также использовать вну-
триядерную энергию только для це-
лей горячего водоснабжения на
атомных станциях теплоснабжения
(ACT). В ACT парообразование от-
сутствует. Сооружение ACT уже
началось. Наряду с этим разраба-
тываются также атомные станции
промышленного теплоснабжения
(АСПТ) для снабжения технологи-
ческим паром с давлением около
2 МПа промышленных предприятий.
К настоящему времени атомная
энергетика используется в основном
для производства электроэнергии.
В качестве двигателя на атомных
электростанциях пока применяют
только паровые турбины. Но в от-
ношении реакторных установок су-
ществует большое разнообразие, от-
ражающееся на общей организации
технологического процесса электро-
станции и требующее их классифи-
кации. В этом отношении для атом-
ных электростанций наибольшее
значение имеет классификация по
числу контуров. В числе действую-
щих имеются одноконтурные, двух-
контурные и трехконтурные АЭС.
В системе любой АЭС различа-
ют теплоноситель и рабочее тело.
Рабочим телом, т. е. средой, совер-
шающей работу, с преобразованием
тепловой энергии в механическую,
является водяной пар. Требования
к чистоте пара, поступающего на
турбину, настолько высоки, что мо-
гут быть удовлетворены с экономи-
чески приемлемыми показателями
только при конденсации всего пара
и возврате конденсата в цикл. По-
этому контур рабочего тела для
АЭС, как и для любой современной
тепловой электростанции, всегда
замкнут и добавочная вода посту-
пает в пего лишь в небольших ко-
личествах для восполнения утечек
и некоторых других потерь конден-
сата.
Назначение теплоносителя на
АЭС — отводить теплоту, выделяю-
щуюся в реакторе. Для предотвра-
щения отложений на тепловыделяю-
щих элементах необходима высокая
чистота теплоносителя. Поэтому
для него также необходим замкну-
тый контур и в особенности потому,
что теплоноситель реактора всегда
радиоактивен.
Если контуры теплоносителя и
рабочего тела не разделены, АЭС
Рис. 2.1. Классификация
АЭС в зависимости от чис-
ла контуров:
а — одноконтурные;
б — двухконтурные;
в — трехконтурные;
1 — реактор;
2—паровая турбина;
3 — электрический генератор;
4 — конденсатор;
5 — питательный насос;
6 — циркуляционный насос;
7 — компенсатор объема;
8 — парогенератор;
9—промежуточный теплообмен-
ник
20
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
называют одноконтурной (рис.
2.1, а). В реакторе происходит па-
рообразование, пар направляется в
турбину, где производит работу,
превращаемую в генераторе в элек-
троэнергию. После конденсации все-
го пара в конденсаторе конденсат
насосом подается снова в реактор.
Такие реакторы работают с прину-
дительной циркуляцией теплоноси-
теля, для чего устанавливают глав-
ный циркуляционный насос.
В одноконтурных схемах все
оборудование работает в радиоак-
тивных условиях, что осложняет его
эксплуатацию. Большое преимуще-
ство таких схем — простота и
большая экономичность. Парамет-
ры пара перед турбиной и в реакто-
ре отличаются лишь на значение
потерь в паропроводах. По однокон-
турной схеме в СССР работают
Ленинградская, Курская, Черно-
быльская и Смоленская АЭС.
Если контуры теплоносителя и
рабочего тела разделены, то АЭС
называют двухконтурной, (рис.
2.1,6). Соответственно контур теп-
лоносителя называют первым, а
контур рабочего тела — вторым.
В таких схемах реактор охлаждает-
ся теплоносителем, прокачиваемым
через него и парогенератор главным
циркуляционным насосом. Образо-
ванный таким образом контур теп-
лоносителя является радиоактив-
ным, он включает в себя не все обо-
рудование станции, а лишь его
часть. В систему первого контура
входит компенсатор объема, так
как объем теплоносителя изменяет-
ся в зависимости от температуры.
Пар из парогенератора двухкон-
турной АЭС поступает в турбину,
затем в конденсатор, а конденсат
из него насосом возвращается в па-
рогенератор. Образованный таким
образом второй контур включает в
себя оборудование, работающее в
отсутствие радиационной активно-
сти; это упрощает эксплуатацию
станции. На двухконтурной станции
обязателен парогенератор — эле-
мент, разделяющий оба контура,
поэтому он в равной степени при-
надлежит как первому, так и второ-
му. Передача теплоты через поверх-
ность нагрева требует перепада
температур между теплоносителем
и кипящей водой в парогенераторе.
Для водного теплоносителя это оз-
начает поддержание в первом кон-
туре более высокого давления, чем
давление пара, подаваемого на тур-
бину. Стремление избежать закипа-
ния теплоносителя в активной зоне
реактора приводит к необходимости
иметь в первом контуре давление,
существенно превышающее давле-
ние во втором контуре. По двух-
контурпой схеме работают Новово-
ронежская, Кольская, Армянская,
Ровенская АЭС, а также АЭС, по-
строенные при содействии СССР в
ГДР, НРБ, ЧССР, ВНР, Финлян-
дии.
В качестве теплоносителя в схе-
ме АЭС, показанной на рис. 2.1,6,
могут быть использованы также и
газы. Газовый теплоноситель про-
качивается через реактор и пароге-
нератор газодувкой, играющей ту
же роль, что и главный циркуляци-
онный насос, но в отличие от водно-
го для газовых теплоносителей дав-
ление в первом контуре может быть
не только выше, но и ниже, чем во
втором.
Каждый из описанных двух ти-
пов АЭС с водным теплоносителем
имеет свои преимущества и недо-
статки, поэтому развиваются АЭС
обоих типов. У них имеется ряд об-
щих черт, к их числу относится ра-
Глава 2, Атомная энергетика и ее развитие
21
бота турбин на насыщенном паре
средних давлений. Одноконтурные
и двухконтурные АЭС с водным теп-
лоносителем наиболее распростра-
нены, причем в мире в основном
предпочтение отдается двухконтур-
ным АЭС, а в СССР на их долю по-
ка приходится менее половины ус-
тановленной мощности. В период
одиннадцатой пятилетки и далее
ввод новых мощностей предполага-
ется в большей мере на двухконтур-
ных АЭС. Этому будет способство-
вать производство реакторных кор-
пусов на Атоммаше.
В процессе эксплуатации воз-
можно возникновение неплотностей
на отдельных участках парогенера-
тора, особенно в местах вварки па-
рогенераторных трубок в коллекто-
ре или за счет коррозионных по-
вреждений самих трубок. Если дав-
ление в первом контуре выше, чем
во втором, то может возникнуть пе-
ретечка теплоносителя, вызываю-
щая радиоактивность второго кон-
тура. В определенных пределах та-
кая перетечка не нарушает нор-
мальной эксплуатации АЭС. Но
существуют теплоносители, интен-
сивно взаимодействующие с паром
и водой. Это может создать опас-
ность выброса радиоактивных ве-
ществ в обслуживаемые помещения.
Таким теплоносителем является, на-
пример, жидкий натрий. Поэтому
создают дополнительный, промежу-
точный контур для того, чтобы даже
в аварийных ситуациях можно бы-
ло избежать контакта радиоактив-
ного натрия с водой или водяным
паром. Такие АЭС называют трех-
контурными (рис. 2.1, в).
Радиоактивный жидкометалли-
ческий теплоноситель насосом про-
качивается через реактор и проме-
жуточный теплообменник, в кото-
ром отдает теплоту нерадиоактив-
ному жидкометаллическому тепло-
носителю. Последний прокачивается
через парогенератор по системе, об-
разующей промежуточный контур.
Давление в промежуточном контуре
поддерживается более высоким, чем
в первом. Поэтому перетечка ра-
диоактивного натрия из первого
контура в промежуточный невоз-
можна. В связи с этим при возник-
новении неплотности между проме-
жуточным и вторым контурами
контакт во ты или пара будет толь-
ко с нерадиоактивным натрием.
Система второго контура для трех-
контурной схемы аналогична двух-
контурной схеме. Трехконтурные
АЭС наиболее дорогие из-за боль-
шого количества оборудования.
По трехконтурной схеме работа-
ют Шевченковская АЭС и третий
блок Белоярской АЭС.
Кроме классификации атомных
электростанций по числу контуров
можно выделить отдельные типы
АЭС в зависимости от:
1) типа реактора — на тепловых
или быстрых нейтронах;
2) параметров и типа паровых
турбин, например АЭС с турбинами
на насыщенном или перегретом
паре;
3) параметров и типа теплоноси-
теля — с газовым теплоносителем,
теплоносителем «вода под давлени-
ем», жидкометаллическим и др.;
4) конструктивных особенностей
реактора, например с реакторами
канального или корпусного типа,
кипящим с естественной или прину-
дительной циркуляцией и др.;
5) типа замедлителя реактора,
например графитовым или тяжело-
водным замедлителем, и др.
Наиболее полная характеристи-
ка АЭС объединяет все эти класси-
22
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
фикации. Например, Нововоронеж-
ская двухконтурная атомная элек-
тростанция с реактором корпусного
типа на тепловых нейтронах с теп-
лоносителем «вода под давлением»
и турбинами на насыщенном паре;
Ленинградская одноконтурная атом-
ная электростанция с реактором ка-
нального типа на тепловых нейтро-
нах с графитовым замедлителем и
турбинами на насыщенном паре;
Шевченковская трехконтурная атом-
ная электростанция с реактором на
быстрых нейтронах с натриевым
теплоносителем и турбинами на пе-
регретом паре.
2.2. РАБОТА ОСНОВНОГО
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ АЭС
На рис. 2.1 показано основное
технологическое оборудование АЭС.
Сердцем АЭС является реактор 1.
Для АЭС по рис. 2.1, а активная зо-
на охлаждается пароводяной сме-
сью; реакторы АЭС по рис. 2 1,6, в
охлаждаются однофазной жид-
костью — вода под давлением
(рис. 2.1,6), жидкий натрий
(рис. 2.1, в). Однофазность теплоно-
сителя вызывает необходимость
включения в состав АЭС компенса-
тора объема 7, задачу которого в
одноконтурной АЭС выполняет ба-
рабан-сепаратор. Обязательным
агрегатом АЭС по рис. 2.1,6, в яв-
ляется парогенератор 8.
Циркуляция теплоносителя в ре-
акторе обеспечивается главным
циркуляционным насосом 6. Для
всех схем, изображенных на
рис. 2.1, двигателем является паро-
вая турбина 2, но ее параметры и
соответственно конструктивная
схема различаются — для водного
теплоносителя это турбина насы-
щенного пара среднего давления;
для жидкометаллического — турби-
на перегретого пара высокого дав-
ления. В связи с этим в первом слу-
чае возникает необходимость таких
элементов, как между цилиндровый
сепаратор и промежуточный паро-
перегреватель. Для схемы, изобра-
женной на рис. 2.1, а, пар на турби-
ну поступает из реактора; для схем,
показанных на рис. 2.1,6, в — ив
парогенераторов.
Отработавший в турбине пар
конденсируется в конденсаторе 4 и
насосом возвращается в парообра-
зующий агрегат — реактор (рис.
2.1, а} или парогенератор 8
(рис. 2.1, 6, в,).
Таким образом, технологиче-
ский процесс производства электро-
энергии на АЭС включает в себя:
повышение температуры конденсата
до температуры насыщения и полу-
чение из него пара; расширение па-
ра в турбине со снижением давле-
ния и температуры от начальных
значений перед турбиной до значе-
ний, отвечающих вакууму в конден-
саторе. Суммарное протекание этих
процессов определяет термодинами-
ческий цикл АЭС, особенности кото-
рого рассматриваются в гл. 3. При
этом выявляется необходимость до-
полнения реальных тепловых схем
АЭС рядом вспомогательных эле-
ментов, имеющих важное значение
для повышения экономичности и
надежности работы АЭС.
2.3. СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ СССР
В текущей пятилетке мощность
АЭС увеличится на 21,3 млн. кВт,
а к 2000 г. суммарная установлен-
ная мощность АЭС СССР должна
возрасти до 100 млн. кВт.
Достижения СССР в атомной
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
23
энергетике могут быть показаны на
следующих примерах:
1. Ленинградская АЭС имеет
мощность 4 млн. кВт (4 реактора
по 1 млн. кВт) и является одной из
самых крупных АЭС мира.
2. Для атомных электрических
станций СССР характерен высокий
коэффициент использования уста-
новленной мощности. В среднем для
АЭС СССР [Густ — 0,63-т-0,75. Для
Нововоронежской и Кольской АЭС
этот коэффициент еще выше, в то
время как в США коэффициент ис-
пользования установленной мощно-
сти составляет 0,60, а для АЭС
Японии, Франции и Англии — менее
0,60.
3. Себестоимость вырабатывае-
мой на АЭС электроэнергии в на-
стоящее время меньше, чем па ТЭС
на органическом топливе. Так, для
европейской части СССР, где рас-
положены и будут располагаться в
основном АЭС, себестоимость
1 кВт • ч для ТЭС * составляет
0,90 коп/ (кВт • ч); для АЭС — в сред-
нем 0,87 коп/(кВт-ч), а для
Нововоронежской АЭС —
0,80 коп/(кВт-ч).
Преимущества атомной энерге-
тики:
1. Существенное увеличение топ-
ливно-энергетических ресурсов за
счет включения в них ядерного топ-
лива.
2. Возможность использования
органических топлив в качестве
сырья для различных отраслей про-
мышленности, в частности химиче-
ской и металлургической.
3. Высокая тепловая ценность
* Для ТЭС в среднем по всей терри-
тории СССР, включая ТЭС на дешевых
канско-ачинских и экибастузских углях,
себестоимость электроэнергии несколько
меньше и составляет 0,75 коп/(кВт-ч).
ядерного топлива **, резко снижаю-
щая расходы на его транспортиров-
ку к месту расположения электро-
станции. Это позволяет размещать
АЭС там, где это необходимо по
условиям развития промышленно-
сти, а не вблизи мест добычи, как
это имеет место для тепловых элек-
тростанций на органическом топли-
ве, исходя из сокращения тран-
спортных перевозок.
4. Высокая чистота воздушного
бассейна, в том числе и по долгожи-
вущим радиактивным изотопам,
так как на АЭС нет выбросов в ат-
мосферу радия, урана, тория, содер-
жащихся в золовой пыли, а также
окислов азота, серы и углерода; нет
также расходования кислорода на
процесс «горения» топлива.
Естественно, что атомная энер-
гетика имеет еще и не решенные
полностью проблемы:
1. Необходимость создания спе-
циальной отрасли промышленности
для переработки отработавших теп-
ловыделяющих элементов (твэлов).
2. Применяемый в настоящее
время в качестве теплоносителя для
АЭС с реакторами на быстрых ней-
тронах жидкий натрий создает оп-
ределенные сложности в эксплуата-
ции. Необходимо изыскание более
приемлемых теплоносителей.
3. Все еще значительны капита-
ловложения. Стоимость сооруже-
ния АЭС, отнесенная к ее мощно-
сти, т. е. стоимость установленного
киловатта мощности для АЭС с ре-
акторами на тепловых нейтронах,
превышает этот показатель для
** Количество теплоты, выделяемой
при делении 1 кг 235U, превышает количе-
ство теплоты, получаемой при сжигании
1 кг нефти, в 2- 10е раз. Для получения
электроэнергии в количестве 1 МВт-сут
достаточно энергии деления 1 г 235U.
24
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
ТЭС в 1,5 раза, а для АЭС с реак-
торами на быстрых нейтронах —
в 2 раза. Можно полагать, что к
концу века это различие несколько
уменьшится за счет совершенство-
вания проектов АЭС и увеличения
стоимости сооружения ТЭС в связи
с включением в их проекты устано-
вок по защите окружающей среды,
особенно в условиях сжигания
многозольных, низкокачественных
топлив.
4. Необходимо совершенствова-
ние захоронения жидких радиоак-
тивных отходов (ЖРО), неизбежно
образующихся в процессе эксплуа-
тации АЭС.
5. Срок службы АЭС принят
равным 30 годам. По прошествии
этого срока встанет проблема заме-
ны оборудования новым, что будет
осложняться радиоактивностью ре-
акторного оборудования и потребу-
ет разработки специальных меро-
приятий для консервации с опреде-
ленной временной выдержкой обо-
рудования для спада его радиоак-
тивности.
Кроме того, следует иметь в ви-
ду и такие недостатки атомной
энергетики, как более сложное про-
ведение ремонтных работ в связи с
радиоактивностью оборудования и
относительно большие в сравнении
с ТЭС отводы теплоты с охлаждаю-
щей водой конденсаторов.
2.4. УЧАСТИЕ АЭС В РЕГУЛИРОВАНИИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
Проблема участия АЭС в регу-
лировании нагрузки возникла в свя-
зи с неприспособленностью к рабо-
те в условиях глубокой разгрузки
прямоточных энергоблоков сверх-
критических параметров, являющих-
ся основой развития ТЭС. Дей-
ствующие в настоящее время АЭС
легко участвуют в регулировании
нагрузки. Но большие, чем на теп-
ловых электростанциях, капиталь-
ные затраты на АЭС и малая топ-
ливная составляющая себестои-
мости электроэнергии делают эко-
номически целесообразным исполь-
зование их в режиме «базовой» на-
грузки. В последние годы были
успешно проведены работы по:
а) приспособлению энергоблоков
ТЭС сверхкритических параметров
к несению частичных нагрузок;
б) реконструкции ряда ТЭС с бара-
банными паровыми котлами для их
работы в пиковом и полупиковом
режимах; в) сооружению в отдель-
ных ЭС гидроаккумулирующих
электростанций; г) созданию спе-
циальных маневренных энергобло-
ков с барабанными котлами мощ-
ностью по 500 МВт для установки
на новых ТЭС.
С учетом этих обстоятельств на
рис. 2.2 показаны рекомендации по-
крытия графика электрических на-
грузок в перспективе для европей-
ской части СССР. В качестве регу-
лирующих электростанций, покры-
вающих пиковую область перемен-
ной части графика электрических
нагрузок, могут быть использованы
газотурбинные установки или гид-
роаккумулирующие станции. При-
мером наиболее правильного ис-
пользования АЭС в ЭС может слу-
жить сооружаемый Южно-Украин-
ский энергетический комплекс об-
щей мощностью более 6 млн. кВт.
В его состав входят Южно-Украин-
ская АЭС мощностью 4 млн. кВт,
Ташлыкская ГЭС мощностью
1,8 млн. кВт с большим водохрани-
лищем (используемым также и для
целей охлаждения циркуляционной
воды конденсаторов) и Константи-
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
2а
невская ГАЭС мощностью
0,38 млн. кВт. При этом будет пол-
ностью обеспечена работа Южно-
Украинской АЭС в базовом режиме.
В связи с общей тенденцией
энергетики — укрупнением основных
агрегатов — следует помнить, что
для энергоблоков АЭС единичные
мощности 1000 МВт приемлемы
только для больших энергетических
систем, когда включение и выклю-
чение столь крупных агрегатов бу-
дет относительно слабо влиять на
работу всей ЭС. Исходя из резерви-
рования в системе и регулирования
ее нагрузки считается, что единич-
ная мощность реакторного блока не
должна быть больше 10% мощно-
сти ЭС, в которую он включен. Та-
кое положение имеет место для ЭС
-европейской части СССР, в которой
е основном и строятся АЭС.
Рис. 2.2. Суточный график электрической
нагрузки европейской части СССР на бли-
жайшую перспективу и возможности его
покрытия:
а и б — постоянная и переменная части графика
электрических нагрузок:
1 — дальняя электропередача от мощных ГЭС
и ТЭС с востока;
2 — АЭС;
3 — ТЭС и ТЭЦ;
4 — регулирующие электростанции
Особенность атомной энергети-
ки — малые затраты на перевозку
«топлива». В связи с этим мощные
АЭС располагают в центре электри-
ческих нагрузок, что экономичнее.
По той же причине целесообразно
применение АЭС для удаленных
районов с затруднительностью до-
ставки органического топлива для
использования его на ТЭС. Приме-
ром может быть Билибинская
АТЭЦ.
2.5. СОВМЕСТНАЯ РАБОТА АЭС
С РЕАКТОРАМИ НА ТЕПЛОВЫХ
И БЫСТРЫХ НЕЙТРОНАХ
Одноконтурные АЭС и подав-
ляющее большинство двухконтур-
ных, в том числе и отечественных,
используют пока только реакторы
с водным теплоносителем.
Одним из недостатков водного
теплоносителя для АЭС является
невозможность применения природ-
ного урана и связанная с этим не-
Рис. 2.3. Выход обогащенного урана (/, 2)
и расход урана в отвал (5, 4) в расчете
па 1 кг природного урана в зависимости
от содержания 235U в отвале:
/, 3—при конечном обогащении 5%;
2, 4 — при конечном обогащении 3,5%
26
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
обходимость его обогащения. В ре-
зультате наряду с обогащенным
топливом получается большое коли-
чество обедненного («отвального»)
урана. Из рис. 2.3 видно, что коли-
чество этого отвального урана очень
велико. Так, при содержании в от-
вале 0,3%.235U и обогащении до 5%
из 1 кг природного урана можно по-
лучить всего 0,085 кг обогащенного
урана, а 0,915 кг пойдет в отвал.
Уменьшение обогащения до 3,5%.,
так же как и более глубокое обед-
нение отвального урана, несколько
улучшает конечные показатели.
Но в любом случае расход отваль-
ного урана превышает 80% направ-
ляемого на обогащение природного
урана. Это создает все большие и
большие запасы неиспользуемого
урана и, безусловно, является нера-
циональным расходованием .урано-
вых топливно-энергетических ре-
сурсов.
Основной изотоп 238U, которого в
природном уране более 99%, в ре-
акторах на тепловых нейтронах с
водным теплоносителем участвует
в реакции деления очень слабо. Де-
ление части ядер 238U быстрыми
нейтронами добавляет лишь около
5% к энергии, получившейся за счет
деления 235U. Однако в реакторах
на тепловых нейтронах имеет место
и несколько более эффективное ис-
пользование 238U в результате обра-
зования вторичного горючего.
В любом реакторе имеет место
захват основным изотопом урана
238U нейтронов, получающихся в ре-
зультате деления ядер. Это приво-
дит к образованию нового горюче-
го — плутония 239Ри, являющегося
искусственным делящимся изото-
пом. Количество этого изотопа су-
щественно зависит от типа реакто-
ра. В реакторах на тепловых ней-
тронах образование такого вторич-
ного ядерного горючего невелико.
В реакторах на быстрых нейтронах
во вторичное горючее 239Ри может
быть превращено и использовано
около половины всего 238U. Кроме
того, быстрые нейтроны могут вы-
звать непосредственное деление 238U
примерно для 74 загруженного ура-
на. Таким образом, для реакторов
на быстрых нейтронах может быть
использовано не менее 3/4 загружен-
ного топлива и только 74 загружен-
ного урана окажется неиспользо-
ванной в отработанных твэлах, в то
время как в реакторах па тепловых
нейтронах используется лишь 2,4%
для ВВЭР и 1,2% для РБМК от за-
груженного топлива (см. с. 41).
Образовавшийся в реакторе с
водным теплоносителем 239Ри может
быть или использован в реакторе
как вторичное горючее, небольшая
часть которого в результате допол-
нительного захвата нейтронов пре-
вращается в пассивные высшие изо-
топы, или выгружен для последую-
щего использования в других реак-
торах, например в активной зоне
реакторов на быстрых нейтронах.
За счет деления вторичного ядер-
ного горючего выработка электро-
энергии для реакторов на тепловых
нейтронах в расчете на загружен-
ный в реактор 235U может увели-
читься в 2—3 раза. Это свидетель-
ствует о важности влияния этого
процесса на экономические показа-
тели атомной энергетики. Для ис-
пользования этого процесса реакто-
ры на тепловых нейтронах должны
содержать возможно меньше кон-
струкционных материалов, погло-
щающих нейтроны, чтобы не умень-
шать полезное поглощение нейтро-
нов в 238U, приводящее к образова-
нию 239Ри. Это стремление приво-
Глава 2. Атомная энергетика и ее развитие
27
дит к ограничению верхнего уровня
температуры теплоносителя в сов-
ременной атомной энергетике на
тепловых нейтронах.
В реакторах на тепловых ней-
тронах используется очень малая
доля загруженного в них топлива
(см. § 3.5). Глубокое использование
ядерного топлива возможно только
в реакторах на быстрых нейтронах,
теплоносителем для которых явля-
ется, например, жидкий натрий. Со-
ответствующие АЭС работают по
трехконтурной схеме. Для реакто-
ров на быстрых нейтронах харак-
терна возможность использования
как природного, так и отвального
урана (в зоне воспроизводства).
В этом огромное значение реакто-
ров на быстрых нейтронах и их не-
сомненная перспективность. Однако
для работы реакторов на быстрых
нейтронах требуется загрузка в ак-
тивную зону или сильно обогащен-
ного урана по 235U, или 239Ри. Бо-
лее экономично второе решение. Но
это означает, что необходима нара-
ботка 239Ри в реакторах на тепло-
вых нейтронах с выгрузкой его для
использования в реакторах на быст-
рых нейтронах. Поэтому совместное
применение реакторов на тепловых
и быстрых нейтронах будет харак-
терно для довольно длительного пе-
риода развития атомной энергетики.
По мере освоения реакторов на
быстрых нейтронах и улучшения их
характеристик доля таких реакто-
ров будет увеличиваться, а доля
реакторов на тепловых нейтронах —
снижаться. Улучшение характери-
стик реакторов на быстрых нейтро-
нах позволит не только прекратить
в последующем использование в
них 239Ри, наработанного в реакто-
рах на тепловых нейтронах, но да-
же нарабатывать в реакторах на
быстрых нейтронах ^39Ри для ис-
пользования в других реакторах.
Таким образом, строительство ре-
акторов на быстрых нейтронах да-
же после их полного освоения не
означает отказа от сооружения
АЭС на тепловых нейтронах. Разви-
тие атомной энергетики СССР пред-
полагает длительную совместную
работу АЭС с реакторами на быст-
рых нейтронах и АЭС с реакторами
на тепловых нейтронах^
Важность проблемы АЭС с реак-
торами на быстрых нейтронах была
вновь подчеркнута в решениях
XXVI съезда КПСС. Необходимо
иметь в виду, что обеспеченность
энергетики ядерным топливом опре-
деляется в расчете на его использо-
вание в реакторах на быстрых ней-
тронах. В настоящее время в мире
скопилось не менее 1 млн. т обед-
ненного урана, вовлечение которого
в производство электроэнергии воз-
можно только в реакторах на быст-
рых нейтронах и в дальнейшем —
в термоядерных реакторах.
28
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
ГЛАВА 3
ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ПАРА НА АЭС. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ
ЦИКЛЫ И ТЕПЛОВАЯ И ОБЩАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ АЭС
3.1. ВЫБОР НАЧАЛЬНЫХ
ПАРАМЕТРОВ ПАРА
На всех современных АЭС, как
это следует из гл. 2, работа, прев-
ращаемая в электроэнергию, произ-
водится в паровых турбинах. Пара-
метры пара, поступающего на турби-
ну, находятся в прямой зависимости
от параметров теплоносителя, отли-
чающихся для различных типов
АЭС.
Для одноконтурной АЭС (см.
рис. 2.1, а) теплоносителем реакто-
ра является вода и пароводяная
смесь. При принятом в СССР ка-
нальном выполнении таких реакто-
ров и графитовом замедлителе стен-
ки технологических каналов, выпол-
ненные из циркониевого сплава, на-
ходятся под полным давлением теп-
лоносителя. С ростом давления в
реакторе повышаются параметры
пара и тепловая экономичность па-
ровой турбины (см. § 3.2 и 3.3), но
одновременно увеличивается толщи-
на стенок технологических каналов.
Это приводит к ухудшению ней-
тронно-физических характеристик
реактора и может потребовать при-
менения более обогащенного урана.
Удорожание реактора в связи с
большим расходом циркониевых
сплавов и повышением обогащения
ядерного топлива может повлиять
на экономическую эффективность
АЭС даже негативно, несмотря на
рост термической эффективности.
На основе расчетных проработок и
опыта эксплуатации одноконтурных
АЭС давление теплоносителя в ре-
акторе в настоящее время принима-
ется равным 7 МПа. Парообразова-
ние в реакторе одноконтурной АЭС
отвечает температуре воды в реак-
торе, равной 285°С. Соответственно
начальные параметры пара перед
турбиной составляют 6,5 МПа и
280°С.
Если для двухконтурной АЭС
(см. рис. 2.1, б) теплоносителем яв-
ляется вода под давлением, которая
одновременно служит и замедлите-
лем, циркониевые сплавы, использо-
ванные для кассет активной зоны,
не испытывают перепада давлений.
Это позволяет выбрать давление
теплоносителя в реакторе макси-
мально возможным по условиям из-
готовления мощных корпусов. При
современном состоянии мирового и
отечественного реакторостроения
таким давлением является 16 МПа.
Условие одиофазности теплоносите-
ля на выходе из реактора -— его не-
догрев до кипения. Соответственно
ограничивается пе только темпера-
тура теплоносителя на выходе из
реактора, по и температура на вхо-
де в реактор (на выходе из пароге-
нератора), которая принимается
равной 290°С. С учетом необходи-
мого перепада температур в паро-
генераторе (между теплоносителем
и пароводяной смесью) температу-
ра парообразования составляет
278°С, что соответствует давлению
6,4 МПа. Начальные параметры па-
ра перед турбиной 6 МПа и 274°С.
Если теплоноситель для двух-
контурной АЭС (см. рис. 2.1, б) га-
зообразный, то его предельные тем-
пературы зависят прежде всего от
теплофпзических свойств. Так, опре-
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
29
деленные температурные ограниче-
ния связаны с СО2. Если реактор
охлаждается гелием, то предельные
температуры теплоносителя ограни-
чиваются только стойкостью конст-
рукционных материалов. Эти воп-
росы, а также выбор параметров
пара перед турбиной и давления
теплоносителя, которое в отличие
от водного теплоносителя не связа-
но с уровнем температур, рассмот-
рены в гл. 15.
Для трехконтурных АЭС (см.
рис. 2.1, в) практически единствен-
ным теплоносителем является жид-
кий натрий. Предельная его темпе-
ратура связана только со стойко-
стью конструкционных материалов,
а давление, как и для газового теп-
лоносителя, не связано с уровнем
температур. Выбор параметров па-
ра перед турбиной для трехконтур-
ных АЭС рассмотрен в гл. 14.
Не указывая в данном парагра-
фе конкретных значений парамет-
ров пара перед турбиной для газо-
образного и жидкометаллического
теплоносителей, отметим, что уро-
вень этих температур выше крити-
ческой температуры воды. Соответ-
ственно выше критической темпера-
туры может быть и начальная тем-
пература пара перед турбиной. Для
водного теплоносителя температу-
ра пара перед турбиной (см. выше)
ниже критической. Это важное об-
стоятельство должно быть учтено
при анализе термодинамических
циклов.
3.2. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ ЦИКЛЫ
ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВОК
В 7>-ДИАГРАММЕ
Известно, что наивысшее значе-
ние термического КПД имеет цикл
Карно, состоящий из двух изотерм
и двух изоэнтроп (адиабат). Терми-
ческий КПД цикла Карно тем вы-
ше, чем больше начальная (Д, К)
и меньше конечная (Т2, К) темпе-
ратуры цикла:
^к=(Л-72)/Л-1-72/Л. (3.1)
Свойства водяного пара таковы,
что в результате изоэнтропийиого
сжатия невозможно подогреть воду
до наивысшей температуры цикла;
в связи с этим идеальным термоди-
намическим циклом тепловой элек-
тростанции является не цикл Кар-
но, а цикл Ренкина, в котором уве-
личение энтальпии воды до значе-
ния, отвечающего температуре на-
сыщения, происходит практически
по нижней пограничной кривой. В
связи с этим термический КПД иде-
ального цикла Ренкина гр меньше,
чем для цикла Карно:
(З-2)
В §3.1 сказано, что температу-
ра пара перед турбиной для газо-
образного и жидкометаллического
теплоносителя реактора может быть
выше критической, например при-
мем ее равной 500°С.
Для цикла Ренкина на перегре-
том паре, как и для цикла Карно,
термический КПД тем выше, чем
больше начальная температура па-
ра. Но для цикла Ренкина на насы-
щенном паре зависимость термичес-
кие. 3.1. Термический КПД для турбины
ла насыщенном паре в зависимости от на-
чального давления
30
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
кого КПД от начальной температу-
ры пара неоднозначна, так как для
насыщенного пара неоднозначна за-
висимость его энтальпии от темпе-
ратуры кипения. Из рис. 3.1 видно,
что максимальный КПД цикла Рен-
кина на насыщенном паре достига-
ется при начальных давлениях па-
ра 13—15 МПа. На рис. 3.1, обра-
щает на себя внимание также наи-
более существенный рост КПД до
давления 7,5 МПа, замедленный
рост КПД при увеличении давления
от 7,5 до 13 МПа и снижение КПД
при дальнейшем увеличении давле-
ния пара. Это подтверждает целе-
сообразность выбора начального
давления насыщенного пара перед
турбиной по § 3.1.
В данном параграфе рассмот-
рим только идеальные, т. е. обрати-
мые, циклы. Анализ их удобно про-
водить с использованием ^-диаг-
раммы. Приняв конечное давление
цикла постоянным и равным
0,005 1МПа, рассмотрим влияние на-
чальных параметров пара при от-
Рис. 3.2. Т .s-диаграмма для АЭС с турби-
ной па перегретом паре высокого давления
сутствии жестких ограничений по
температуре теплоносителя.
На рис. 3.2 представлена ^^-ди-
аграмма водяного пара. На ней для
температуры 500°С пунктирными
линиями нанесен идеальный цикл
Карно. Количество теплоты для это-
го цикла характеризуется площадя-
ми: для горячего источника а"бдд"\
для холодного источника — а"ад'д"\
для превращенной в работу —
абдд'. Соответственно, КПД цикла
Карно т]* составит отношение пло-
щадей абдд' и а"бдд".
Идеальный цикл Ренкина для
начальной температуры 500°С, оз-
начающий для водяного пара ра-
боту на перегретом паре, на рис. 3.2
нанесен сплошными линиями для
начального давления, например
10 МПа (без учета регенерации).
При этом отдельные процессы этого
цикла отвечают: аа' — повышению
давления воды до рабочего: а'в —
повышению температуры воды до
рабочей, вг— парообразованию;
гд — перегреву пара; дд' — расши-
рению пара; д'а — отводу теплоты
в холодном источнике. Процесс аа'
происходит в насосе; процессы а'в,
вг и гд — в парогенераторе двух-
контурной или трехконтурной АЭС;
процесс дд' — в турбине и д'а — в
конденсаторе. Количество теплоты
для этого цикла характеризуется
площадями: для горячего источни-
ка а"а'вгдд"; для холодного источ-
ника а"ад'д"\ превращенной в ра-
боту аа'вгдд'. Соответственно КПД
идеального цикла Ренкина на пере-
гретом паре составит отношение
площадей аа'згдд' и а"а'вгдд".
Сопоставление идеальных цик-
лов Карно и Ренкина для началь-
ной температуры 500°С подтвер-
ждает сказанное о меньшем КПД
никла Ренкина в сравнении с цик-
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
31
лом Карно. Действительно, количе-
ство теплоты, отводимой в холод-
ном источнике, для обоих циклов
равно, а количество теплоты, прев-
ращаемой в работу, существенно
различно.
По рис. 3.2 можно представить
себе и идеальный цикл АЭС на на-
сыщенном паре, например так же
для давления 10 МПа, как и для
цикла перегретого пара. Количест-
во теплоты для этого цикла харак-
теризуется площадями: для горяче-
го источника а"а'вгг", для холодно-
го источника а"аг'г"; для превра-
щенного в работу аа'вгг'. Соответ-
ственно КПД идеального цикла Реп-
кина на насыщенном паре составит
отношение площадей аа'вгг' и
а"а'вгг”.
Из сопоставления идеальных
циклов Ренкина для перегретого и
насыщенного пара па рис. 3.2 вид-
ны преимущества перегретого пара
перед насыщенным при равных на-
чальных давлениях пара. Действи-
тельно, за счет перегрева получает-
ся дополнительная работа, харак-
теризуемая площадью г'гдд', кото-
рая больше, чем дополнительный
отвод теплоты в холодном источни-
ке (площадь г"г'д'д'').
Более высокая тепловая эконо-
мичность приводит к меньшему рас-
ходу пара, что имеет и самостоя-
тельное значение — облегчение кон-
струирования мощных турбин и
удешевление всего оборудования
АЭС.
Перегретый пар всегда повыша-
ет тепловую экономичность, если
сопоставлять его работу с насыщен-
ным паром того же давления. Если
же введение перегрева требует сни-
жения давления, а такое положение
имеет место, если предельная тем-
пература теплоносителя меньше
критической температуры воды, т. е.
для АЭС с водным теплоносителем
(см. §3.1), то насыщенный пар ока-
зывается более выгодным. Рассмот-
рим, почему введение перегрева для
таких АЭС может вызвать снижение
давления пара.
На рис. 3.3 показаны циклы пе-
регретого и насыщенного пара для
случая, когда начальная температу-
ра пара составляет 274°С (парамет-
ры пара перед турбиной для энер-
гоблока ВВЭР-1000). Для перегре-
того пара с этой температурой дав-
ление отвечает температуре насы-
щения по линии бг, а не по линии
б'в. Из рис. 3.3 отчетливо видно
снижение КПД при переходе от на-
сыщенного пара к перегретому при
одном и том же значении начальной
температуры. В самом деле, выиг-
рыш при работе на перегретом па-
ре, составляющий площадь в'гдд'в",
нс только меньше теряемой в связи
со снижением давления работы
(площадь бб'вв'), по и вызывает
Рис. 3.3. Сопоставление циклов на пере-
гретом и насыщенном паре для одинако-
вых начальных температур пара
32
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
большой дополнительный отвод теп-
лоты в холодном источнике — пло-
щадь в'"в"д'д". Таким образом, ес-
Рис. 3.4. Идеальный термодинамический
цикл, реализуемый в современных паро-
турбинных установках АЭС с водным теп-
лоносителем, без учета регенеративного
подогрева питательной воды
ли начальная температура цикла
ограничена и отвечает докритичес-
ким давлениям водяного пара, то
цикл насыщенного пара обладает
более высокой тепловой экономич-
ностью, чем цикл перегретого пара
для той же начальной температуры.
Атомные электрические станции
на насыщенном паре не могут пол-
ностью использовать цикл, показан-
ный на рис. 3.3. В процессе расши-
рения насыщенного пара в турбине
его влажность непрерывно увеличи-
вается и достигает значений, недо-
пустимых по условиям эрозионного
износа проточной части. В связи с
этим идеальный цикл для АЭС с
водным теплоносителем (рис. 3.4)
включает в себя промежуточную се-
парацию — пар, достигший пре-
дельно допустимых значений влаж-
ности, после головного цилиндра
турбины отводится в специальный
сепаратор и осушается в нем — ли-
ния гд — при постоянном давлении
(температуре). При этом полезная
работа возрастает на величину пло-
щади г’гдд'. В результате сепара-
ции влаги можно осуществить еще
и промежуточный перегрев пара за
счет конденсации части пара на-
чальных параметров. Это позволяет
при последующем расширении пара
в турбине обеспечить в ее послед-
них ступенях допустимую влаж-
ность пара. Перегрев производится
в поверхностном теплообменнике, в
связи с чем конечная температура
промежуточного перегрева будет
меньше начальной температуры гре-
ющего свежего пара на значение
температурного напора А/ (рис.
3.4).
Из рис. 3.4 видно, что промежу-
точная сепарация пара увеличивает
полезную работу на величину пло-
щади г'гдд', но одновременно уве-
личивается (и более значительно)
отвод теплоты в холодном источни-
ке (площадь г"г'д'д"). Аналогично
влияние и промежуточного перегре-
ва, так как площадь д'дее', отвеча-
ющая росту полезной работы, мень-
ше площади д"д'е'е", соответствую-
щей увеличению отвода теплоты в
холодном источнике. Таким обра-
зом, КПД цикла с промежуточными
сепарацией и перегревом пара ока-
зывается меньшим, чем для цикла
без промежуточных сепарации и пе-
регрева пара. Однако выше было
сказано, что осуществление цикл?
без сепарации и перегрева при дав-
лении в холодном источнике
0,005 МПа невозможно. Поэтому
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
33
такое прямое сопоставление непра-
вомерно. Цикл с сепарацией и про-
межуточным перегревом надо сопо-
ставлять с циклом при их отсутст-
вии при допустимых конечных вла-
жпостях. Тогда цикл без сепарации
будет иметь давление в холодном
источнике существенно выше, чем
0,005 МПа. Полезная работа при
этом будет равна площади б'бвг,
отвод в холодном источнике — пло-
щади б"б'гг", а КПД такого цикла
будет отвечать отношению площа-
дей б'бвг и б"б'бвг", т. е. будет су-
щественно ниже, чем при промежу-
точных сепарации и перегреве пара.
Следует также иметь в виду, что
влажность пара вызывает снижение
внутреннего относительного КПД
турбины, поэтому промежуточный
перегрев повышает г|0£- (см. §3.4).
В связи с этим при введении про-
межуточного перегрева КПД тур-
бинной установки может не только
уменьшиться, по и сохраниться тем
же или даже увеличиться.
Кроме того, введение промежу-
точного перегрева, способствуя
уменьшению конечной влажности,
позволяет глубже расширять пар в
турбине, что способствует повыше-
нию КПД цикла.
Увеличение работы, производи-
мой каждым килограммом пара, и
поэтому возможность уменьшения
расхода пара при той же мощности
позволяют при промежуточных се-
парации и перегреве конструиро-
вать турбины значительных мощно-
стей даже для средних параметров,
обоснованных выше. В связи с этим
промежуточные сепарация и пере-
грев пара признаны обязательными
для АЭС с водным теплоносителем.
Приведенные выше циклы рас-
сматривались при отсутствии реге-
неративного подогрева питательной
воды. В таких условиях весьма зна-
чителен бесполезный отвод тепло-
ты в холодном источнике. Известно,
что одним из главных недостатков
водяного пара является большая
теплота парообразования (или, что
то же, теплота конденсации) при
давлениях, выбираемых на выходе
из проточной части турбины (см.
§3.3), между тем как часть этой
теплоты могла бы быть использова-
, на для подогрева питательной воды
перед ее поступлением в парогене-
рирующую установку (парогенера-
тор двухконтурной АЭС или реак-
тор одноконтурной АЭС) в специ-
альных регенеративных подогрева-
телях. Для осуществления этого
регенеративного подогрева пита-
тельной воды влажный пар из сту-
пеней турбины может отводиться
для частичной конденсации в реге-
неративных подогревателях и затем
возвращаться в турбину для даль-
нейшего производства работы в ней.
Рис. 3.5. Сопоставление идеальных термо-
динамических циклов насыщенного пара
при наличии и отсутствии регенеративного
подогрева питательной воды
2—5С0
34
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
Такой идеальный цикл для насы-
щенного пара представлен на рис.
3.5 в сопоставлении с аналогичным
циклом при отсутствии регенератив-
ного подогрева. Анализ этого цикла
свидетельствует об уменьшении от-
вода теплоты в холодном источнике
на значение , площади г"г'в'в" при
регенеративном подогреве. При этом
уменьшается и полезная работа на
значение площади г'гв'. Но срав-
нение величин этих площадей сви-
детельствует о повышении термиче-
ского КПД цикла, который отвечает
отношению площадей аа'бвгг' и
а"а'бвгг'г". Смысл регенеративного
подогрева питательной воды может
быть пояснен и несколько иначе, а
именно: из рис. 3.5 видно, что для
подогрева воды от точки а' до точ-
ки б' используется не теплота, вы-
деляемая в реакторе, а теплота час-
тичной конденсации пара, работаю-
щего в турбине. За счет теплоты,
выделяемой в реакторе, при этом
будут осуществляться процессы по
линиям б'б и бв. Таким образом,
температура воды после регенера-
тивного подогрева, т. е. в точке б',
всегда будет, во-первых, существен-
но меньше температуры насыщен-
ного пара (температуры кипения
воды) и, во-вторых, несколько мень-
ше температуры, характерной для
точки г, в связи с необходимостью
иметь температурный напор AZ в
обычно применяемых поверхностных
регенеративных подогревателях.
Значительное и легко достижи-
мое увеличение термического КПД
при использовании регенеративного
подогрева питательной воды приве-
ло к обязательному его использова-
нию во всех паротурбинных уста-
новках.
3.3. ВЫБОР КОНЕЧНЫХ
ПАРАМЕТРОВ ПАРА
В §3.2 рассматривался вопрос о
выборе начальных параметров пара
в условиях одинаковых конечных
параметров. Но из рис. 3.2—3.5 вид-
но, что на тепловую экономичность
паротурбинной установки влияют не
только начальные, но и конечные
параметры пара — чем ниже давле-
ние за турбиной (давление в кон-
денсаторе), тем больше производи-
мая работа и больше термический
КПД установки. С учетом этого об-
стоятельства для современных энер-
гоблоков ТЭС сверхкритическпх па-
раметров па органических топливах
расчетное давление в конденсаторе
принимается около 0,0035 МПа.
Из рис. 3.6 видно, что переход от
давления 0,0035 МПа в конденсато-
ре к 0,0045 МПа снижает термичес-
кий КПД примерно на 1,5%, ко од-
новременно (рис 3.7) почти в 1,3 ра-
за уменьшается удельный объем па-
Рис. 3.6. Изменение термического КПД
паротурбинной установки в зависимости
от вакуума (при неизменных начальных
параметрах)
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
35
ра —от 40,2 до 31,7 м3/кг. Увеличе-
ние удельного объема пара при од-
ном и том же массовом расходе тре-
бует соответствующего роста про-
ходных сечений последних ступеней
рк, МПа
Рис. 3.7. Изменение удельного объема на-
сыщенного пара в зависимости от давле-
ния пара в конденсаторе
межуточном
расширение
0,0035 МПа.
перегреве возможно
пара до давления
3.4. РЕАЛЬНЫЕ ПРОЦЕССЫ
В ПАРОТУРБИННЫХ УСТАНОВКАХ
И ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ
ЭКОНОМИЧНОСТИ АЭС
Выше рассматривались обрати-
мые идеальные циклы. В действи-
тельности все процессы, составляю-
щие циклы паротурбинных устано-
вок АЭС, протекают с потерями,
снижающими тепловую экономич-
ность. Анализ циклов получается на-
иболее наглядным при рассмотре-
нии их в Т,s-диаграмме. Однако для
изучения реальных процессов и тем
турбины. Если же учесть упомяну-
тый выше повышенный расход пара
на турбинах насыщенного пара, то
станет очевидной практическая не-
возможность создания мощных тур-
бин насыщенного пара с конечным
давлением 0,0035 МПа. Поэтому,
несмотря на некоторое снижение
тепловой экономичности, конечное
давление пара для АЭС с водным
теплоносителем принимается не ни-
же 0,0040 МПа, а для мощных тур-
бин предпочтительнее 0,0045 МПа.
Конкретный выбор конечного дав-
ления пара связан с частотой вра-
щения турбины 50 или 25 с-1, при-
чем для быстроходных турбин ок-
ружные скорости выше и допусти-
мая влажность поэтому меньше.
Для АЭС с высокотемператур-
ным газовым и жидкометалличес-
ким теплоносителем в связи с при-
менением перегретого пара и осо-
бенно при его дополнительном про-
2*
Рис. 3.8. Идеальный и реальный процессы
в паротурбинной установке на насыщенном
паре в 7г,s’-диаграмме без промежуточных
сепарации и пароперегрева
36
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
более для тепловых расчетов эле-
ментов АЭС использование Гз-ди-
аграммы слишком трудоемко, так
как определения количества тепло-
ты требуют планиметрирования пло-
щадей. Более удобным является ис-
пользование As-диаграммы для во-
дяного пара, в которой по оси орди-
нат откладываются значения эн-
тальпий. На рис. 3.8 представлена
As-диаграмма водяного пара в пре-
делах давлений, температур и вла-
жностей, характерных для АЭС с
водным теплоносителем'. Обращает
на себя внимание наличие наиболь-
ших значений энтальпий насыщен-
ного пара в области давлений 2,5—
3,6 МПа, что связано с теплофизи-
ческими свойствами водяного пара.
Рассмотрим на рис. 3.8 значения
энтальпий в разных точках идеаль-
ного цикла насыщенного пара. В
процессе идеального цикла в турби-
не происходит адиабатное расшире-
ние пара от начального давления
перед турбиной р0 до давления в
конденсаторе рк. При этом энталь-
пия пара уменьшается от се значе-
ния перед турбиной Ао до энталь-
пии влажного пара перед конденса-
тором йко. Разность этих энтальпий
называется располагаемым адиа-
батным перепадом энтальпий:
На = h0 hKa. (3.3)
Ее также называют удельной
располагаемой внутренней работой
идеального цикла:
wa=Ha. (3.4)
В холодном источнике происхо-
дит конденсация отработавшего па-
ра. Энтальпия конденсата равна эн-
тальпии воды при температуре на-
сыщения для давления в конденса-
торе, т. е. АД. В процессе адиабат-
ного повышения давления в насосе
(в одном или, как обычно, в двух
последовательных — конденсатном
и питательном) до рабочего энталь-
пия конденсата увеличивается до
значения Ак.11а. Соответственно ади-
абатный перепад энтальпий в насо-
се
Mia = ~ ^к.на —' = (3-5)
где wua— удельная внутренняя ра-
бота насоса.
В процессе изобарного подвода
теплоты конденсат превращается в
сухой насыщенный пар и энтальпия
пара возрастает до Ао. Разность эн-
тальпий h0 и hKMa называется удель-
ной располагаемой теплотой турби-
ны:
‘!«=h«~hK.,Ia- <3'6>
Отношение адиабатного перепа-
да энтальпий в турбине к удельной
располагаемой теплоте турбины со-
ставляет термический КПД идеаль-
ного цикла Ренкина:
а/Qo ~ ®а/Яо‘ О • 7)
В (3.7) нс учтен расход энергии
на работу насоса, т. е. это КПД без
учета расхода па собственные нуж-
ды, называемый КПД брутто. С
учетом расхода на собственные ну-
жды станции (в данном случае на
работу насоса) удельная полезная
внутренняя работа идеального цик-
ла Ренкина
wf — wa — к.’на. (3.8)
Коэффициент полезного действия
нетто — КПД с учетом расхода па
собственные нужды
гинт — (На Т/и„)/<70 — к-7/<7о —
— (3-9)
На рис. 3.8 показаны Ао, Ака и
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
37
На. Процесс А А' подтверждает ска-
занное в § 3.2 о неизбежности про-
межуточной сепарации пара — да-
же для начального давления пара
4,4 МПа (ВВЭР-440) влажность па-
ра доходит до недопустимого зна-
чения (около 17%) уже при давле-
нии 0,25 МПа, а при конечном дав-
лении пара 0,005 МПа (пунктир до
точки А") влажность пара после
турбипы достигла бы 23%.
В отличие от идеального цикла
в реальном цикле Репкина имеют
место потери теплоты. В реальном
рабочем процессе в турбине вслед-
ствие этого используется не весь
располагаемый перепад энтальпий
На, а лишь часть его Hi, называе-
мая действительным перепадом эн-
тальпий. Соответственно и внутрен-
няя работа 1 кг пара Wi = Hi мень-
ше располагаемой wa. Отношение
использованного перепада энталь-
пий Hi к располагаемому Па (или
внутренней работы 1 кг пара в тур-
бине Wt к располагаемой работе
<£'а) характеризует совершенство
проточной части турбины (или ее
отдельных цилиндров) и паровпуск-
ных устройств. Его называют внут-
ренним относительным КПД турби-
ны (цилиндра) Цо/-
Рассмотрим потери теплоты в
турбине. При входе в турбину теп-
лота теряется за счет дросселирова-
ния пара в регулирующих органах.
Этот процесс (АВ на рис. 3.8) про-
исходит при постоянной этальпии,
но увеличивает энтропию и умень-
шает располагаемый адиабатичес-
кий перепад энтальпий до Н'а. Со-
ответственно коэффициент дроссе-
лирования
^Др^^'/Яд. (3-Ю)
В проточной части турбины име-
ют место потери, в результате ко-
торых процесс расширения отлича-
ется от адиабатического (изоэптро-
пийного). Процесс расширения про-
исходит по политропе с ростом эн-
тропии. Конечная энтальпия после
турбины будет при этом характери-
зоваться точкой С, а с учетом по-
терь в выходном патрубке турби-
ны — точкой С'. Соответственно
rloi = Hi/Ha. (3.11)
Для характеристики собственно
проточной части турбины использу-
ют соотношение
(3-12)
Некоторая часть пара отбирает-
ся при давлении р<ро с подачей
на уплотнения вала турбины и што-
ков клапанов и последующим воз-
вратом в промежуточные ступени
турбины. В результате внутренняя
работа 1 кг пара, подведенного к
турбине, уменьшится па Дшпр и со-
ставит
wi — (1 £ир) , (3- 13)
где tnp = (0,5 4- 1,0) • 10~2 — коэффи-
циент потерь с протечками.
Величина геД является фактиче-
ской работой, совершенной 1 кг па-
ра в турбине. Этой работе соответ-
ствует внутренний абсолютный
КПД турбины
ra = ю'ДЧо = М (1 — £пр)/Уо =
= i (1 — %)• (3-14)
Удельная работа на муфте тур-
бины wc меньше w'i на значение
механических потерь, а удельная
энергия, снимаемая с выводов гене-
ратора w'3 меньше, чем we, на поте-
ри в генераторе, т. е.
38
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
We = ^мех! = O)ef}r, (3-15)
где т] мех=0,96 4- 0,98— механичес-
кий КПД; т]г—КПД генератора,
равный при воздушном охлаждении
0,97—0,98, при водородном 0,98—
0,99.
С учетом потерь с протечками,
механических и в генераторе опре-
деляют относительный эффективный
КПД турбоустановки:
Чое ~ rloi (1 — ^пр) ^мех» (3- 16)
абсолютный эффективный КПД тур-
боустановки:
= TiPioe = we/qo = TltrlOi (I — £Пр) W
(3.17)
относительный электрический КПД
турбоустановки:
>.э — т]0 i (1 — £Пр) ^мех^г» (3. 18)
абсолютный электрический КПД
брутто турбоустановки:
Чэ = 4t4oi = =
~ (1 £пр) Чмех^г’ (3.19)
Для определения абсолютного
КПД нетто турбоустановки должен
быть прежде всего определен рас-
ход энергии на привод питательно-
го насоса. Остальные насосы турбо-
установки (конденсатные, дренаж-
ные и др.) имеют небольшую мощ-
ность, и их относят условно к обще-
станционным механизмам.
Если расход электроэнергии на
привод питательного насоса * сос-
тавляет шэ.н, то удельная выработ-
ка электроэнергии нетто
= к,’э—№эн; (3.20)
* Учет работы насоса при паровом
приводе — см. Методику расчета тепловой
схемы — Приложение 1.
электрический КПД нетто турбоус-
тановки
Vh.t= а'э.н.т^о = (^-а'э.н)/^* (3.21)
Приведенные выше соотношения
отвечают простому циклу Ренкина.
Они могут быть распространены и
на сложные циклы — с регенера-
цией и промежуточными сепарацией
и перегревом пара. В этом случае
удельная располагаемая теплота
турбины
<7о = + ап.пА/гп.п - ?п.в - АН.Н а’ <3*22)
где ап.п — доля пара, прошедшего
промежуточный перегрев; Д/гп.п —
приращение энтальпии пара в про-
межуточном пароперегревателе;
qc,B — теплота, подведенная к пи-
тательной воде в регенеративной си-
стеме.
Влияние регенеративного подо-
грева на тепловую экономичность
турбинной установки рассматрива-
ется в следующей главе.
Для сложных циклов расход па-
ра по отсекам турбины изменяется.
При этом удельную внутреннюю ра-
боту всей турбинной установки оп-
ределяют как сумму работ по от-
дельным частям турбины, что нахо-
дит свое отражение в методике рас-
чета тепловой схемы турбинной ус-
тановки (см. Приложение 1).
Для того чтобы перейти от КПД
турбинной установки к КПД всей
АЭС, нужно учесть также потери
теплоты в реакторном контуре и в
трубопроводах. Для двухконтурных
АЭС существуют еще потери тепло-
ты в парогенераторе, а потери теп-
лоты в трубопроводах должны учи-
тываться раздельно для I и II кон-
туров. Эти потери теплоты учитыва-
ются через КПД реакторного кон-
тура т]р, парогенератора т)п.г, трубо-
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
39
проводов одноконтурной станции
Т)тр, трубопроводов I и II контуров
двухконтурной АЭС Тогда
КПД брутто для одноконтурной
АЭС
\АЭС — 7!эу)р'г1тр’ (3-23)
для двухконтурной АЭС
„ _ „ „ .J К II к
ЧАЭС “ ЧэЧрЧгр Чтр Чп.г
(3.24)
Потери теплоты в трубопрово-
дах, парогенераторах и реакторных
контурах невелики. Так, цТр =
= 0,9854-0,988. Еще более высокими
являются значения цр и т]ц.г. КПД
нетто станции для одноконтурной
АЭС
АЭС нт ^э.нт^^Р»
(3.25)
для двухконтурной АЭС
т _ IК II к
‘АЭС нт ‘э.нт 1рЧГр <тр Чпг-
(3.26)
Кроме КПД для характеристики
тепловой экономичности использу-
ют также величину удельного рас-
хода теплоты. Для турбинной уста-
новки
этом нет необходимости применения
в паротурбинной установке проме-
жуточных сепарации и пароперегре-
ва. Но такие условия не характер-
ны для современных паровых тур-
бин. Необходимо более глубокое
расширение пара для увеличения
располагаемого теплоперепада и
термического КПД. Поэтому, как
было обосновано в § 3.3, необходи-
мо применение для современных
АЭС с водным теплоносителем про-
межуточных сепарации и .паропере-
грева, осуществляемых между ци-
линдрами среднего и низкого дав-
ления турбины. Соответствующий
идеальный процесс в As-диаграмме
представлен на рис. 3.4, а реальный
процесс в As-диаграмме — на
рис. 3.9. Сравнение рис. 3.9 и 3.8
показывает, что сепарация и проме-
жуточный перегрев пара после ци-
линдра среднего давления позволя-
ют более чем вдвое увеличить рас-
полагаемый адиабатный теплопере-
пад. Соответственно уменьшится
расход пара на турбину, что облег-
чит ее конструирование для боль-
ших мощностей.
Яэ — <7<А'э — (3.27)
а для станции в целом удельные
расходы теплоты АЭС по выработке
и отпуску электроэнергии брутто и
нетто составят
^АЭС 1 ! 71 АЭС ’ ^АЭС нт 1 А\ЭС нт’
(3.28)
Для определения количества теп-
лоты (кДж), необходимого для вы-
работки 1 кВт-ч электроэнергии,
значения дэ и уАЭС (или дАэснт)
следует умножить на 3600.
Процесс в As-диаграмме на
рис. 3.8 представлен для повышен-
ных конечных давлений пара. При
Рис. 3.9. Реальный процесс в паротурбин-
ной установке на насыщенном паре в hs-
диаграмме с промежуточными сепарацией
и перегревом
4G
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС
Рис. 3.10. Тепловой баланс на АЭС с водным (а) и высокотемпературным газовым или
жидкометаллическим (б) теплоносителями
3.5. ТЕПЛОВОЙ БАЛАНС НА АЭС.
ОБЩАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ АЭС
На рис. 3.10, а представлен теп-
ловой баланс для двухконтурной
АЭС с водным теплоносителем в
расчете на 1 кг пара. Условно рас-
смотрим его при отсутствии реге-
неративного подогрева. В парогене-
ратор поступает теплота, выделив-
шаяся в активной зоне реактора
с/а.з, за вычетом теплоты, теряемой
системой первого контура дтк, а так-
же теплота конденсата qK. С уче-
том потерь теплоты в паропроводах
дтр каждый килограмм пара внесет
в турбину энтальпию /гп. Некото-
рая незначительная часть этой теп-
лоты будет затрачена на механиче-
ские потери в турбине ^нех и поте-
ри в электрогенераторе qr. Значи-
тельную часть теплоты придется
отвести в конденсатор с охлаждаю-
щей водой qox, а непосредственно в
электроэнергию будет превращено
количество теплоты дэл, которое,
как это видно из рис. 3.10, сущест-
венно меньше отводимого в конден-
саторе. Как следствие этого, КПД
АЭС с водным теплоиосителСхМ на-
ходится па уровне ~33%.
Повышение температуры в ре-
акторе при использовании для ох-
лаждения активной зоны высоко-
температурных газовых или жидко-
металлических теплоносителей поз-
воляет увеличить количество теп-
лоты, вносимой килограммом пара
в турбипу ha (рис. 3.10, б). Соот-
ветственно увеличится и количество
теплоты, превращенной в электро-
энергию 7эл, так как количество
теплоты, отводимое в конденсаторе
в расчете на 1 кг пара, остается та-
ким же, как и по рис. 3.10, а. Это
повышает КПД в сравнении с вод-
ным теплоносителем, причем в за-
висимости от начальной температу-
ры теплоносителя он может соста-
вить 40% и более.
Тепловая экономичность явля-
ется важным, но нс окончательным
показателем экономичности работы.
В качестве одного из показателей
общей экономичности используется
себестоимость продукции, т. е. се-
бестоимость 1 кВт-ч отпускаемой
электроэнергии. Определение этого
показателя является задачей друго-
го курса и соответствующего учеб-
ника. Напомним только, что годо-
вые затраты на производство элек-
Глава 3. Выбор параметров пара на АЭС.
41
троэпергии включают в себя топ-
ливную составляющую, а также со-
ставляющие, зависящие от падаль-
ных капиталовложений и расходов
на эксплуатационный персонал.
Для ТЭС топливная составляю-
щая играет решающую роль и по-
тому весьма важна высокая тепло-
вая экономичность, всегда снижаю-
щая расход топлива и повышающая
общую экономичность. Для АЭС
топливная составляющая имеет су-
щественно меньшее значение. По-
этому менылая в сравнении с ТЭС
тепловая экономичность АЭС, свя-
занная с применением насыщенного
пара средних давлений (см. §3.2),
а нс перегретого пара высоких дав-
лений, как на ТЭС, по препятствует
конкурентоспособности АЭС в срав-
нении с ТЭС.
Расчет топливной составляющей
для атомных электростанций отли-
чается от расчета для ТЭС по ряду
причин: для АЭС загружаемое и
выгружаемое топлива практически
не отличаются по общей массе; оп-
ределение количества действитель-
но «сгоревшего» топлива (235U,
239Рн) требует определения изотоп-
ного состава выгружаемого топли-
ва, что невозможно в условиях
АЭС. Соответственно невозможно
определение действигельной, а не
расчетной, т. е. проектной, глубины
выгорания. Ниже показаны изотоп-
ные составы топлива подпитки и
выгружаемого топлива для реакто-
ров ВВЭР-1000 и РВМК-ЮОО:
Изотопы.............................
23nBllOAIl’ КГ/Т ...................
235b\iblIp, кг/т ...................
(239PU 24jpu) ; кг/т................
235uRW1p+e«Pu + ..............
-Г 241Р1’)выгр> кг/т..............
То же, % от 23дИПодП................
ВВЭР-1000
44
12,6
7,4
20
20-100/44=45,5
РБМК-ЮОО
20
5
3
8
8-100/20 = 40
Выгружаемое топливо имеет вы-
сокую энергетическую ценность, в
том числе и по содержанию 235U и
239Рн.
Поэтому выгружаемое топливо
подлежит переработке для повтор-
ного использования. При определе-
нии топливной составляющей кроме
уранового топлива учитывают сто-
имости изготовления твэлов и зат-
раченных на них конструкционных
материалов. В связи с этим топлив-
ную составляющую рассчитывают,
исходя из сумм, предъявляемых
АЭС для оплаты доставляемых пар-
тий твэлов. Для периода между вы-
грузкой части твэлов и загружае-
мых взамен свежих твэлов опреде-
ляется суммарная выработка элек-
троэнергии и к ней относят стои-
мость полученных твэлов.
Для АЭС повышение тепловой
экономичности только тогда приво-
дит к уменьшению топливной сос-
тавляющей, когда оно не связано с
удорожанием загружаемого в реак-
тор ядерного топлива. Так, примене-
ние перегретого пара высокого дав-
ления с параметрами 9 МПа и
500°С на первом и втором блоках
Белоярской АЭС повышает их теп-
ловую экономичность в сравнении с
первым и вторым блоками Новово-
ронежской АЭС, работающими на
насыщенном паре среднего давле-
ния с параметрами 2,9 МПа и
230°С. Однако ядерный перегрев
пара на БАЭС потребовал примене-
42
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
ния в перегревательной части ак-
тивной зоны реактора нержавею-
щих аустенитных сталей вместо
циркониевых сплавов. Соответствен-
но оказалось необходимым повы-
сить обогащение урановой загруз-
ки, что вызвало увеличение топлив-
ной составляющей.
Капиталовложения на АЭС пока
существенно выше, чем на ТЭС.
Они влияют па стоимость электро-
энергии через соответствующую со-
ставляющую. Поэтому конструктив-
ные решения, повышающие тепло-
вую экономичность АЭС, приемле-
мы лишь в том случае, если умень-
шение топливной составляющей пре-
вышает рост составляющией от ка-
питальных затрат. Когда это усло-
вие не соблюдается, себестоимость
1 кВт-ч электроэнергии увеличива-
ется. Изыскание решений, повыша-
ющих тепловую экономичность
АЭС без увеличения капиталовло-
жений, является задачей проектиро-
вания АЭС.
Капиталовложения влияют не
только на себестоимость вырабаты-
ваемой электроэнергии, но и имеют
самостоятельное значение для ре-
шения вопроса о строительстве
АЭС, так как речь идет о значи-
тельных начальных затратах. По-
этому один из экономических пока-
зателей для АЭС, так же как и для
ТЭС,— стоимость 1кВт установлен-
ной мощности, равная отношению
полной стоимости АЭС к ее элек-
трической мощности. В качестве од-
ного из путей для снижения стои-
мости 1 кВт установленной мощнос-
ти современная атомная энергетика
использует рост единичных мощнос-
тей основных агрегатов и мощнос-
тей АЭС в целом. Это магистраль-
ный путь развития энергетики, так
как одновременно решаются и такие
важные задачи, как ускорение вво-
да значительных мощностей, и от-
носительно сокращаются трудоза-
траты на сооружение электростан-
ций.
Результативным показателем об-
щей экономичности электростанций
считают приведенные затраты. Этот
важнейший показатель в условиях
европейской части СССР для АЭС
в настоящее время существенно
меньше, чем для ТЭС, что подтвер-
ждает народнохозяйственную целе-
сообразность сооружения АЭС для
этой части страны.
ГЛАВА 4
РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ ПОДОГРЕВ ПИТАТЕЛЬНОЙ ВОДЫ
4.1. ПРЕДЕЛЬНЫЙ РЕГЕНЕРАТИВНЫЙ
ЦИКЛ И РЕАЛИЗАЦИЯ
РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА
В ТЕПЛОВЫХ СХЕМАХ АЭС
В §3.2 были показаны преиму-
щества регенеративного подогрева.
Чем больше число регенеративных
подогревателей, тем выше тепловая
экономичность цикла (рис. 4.1).
Если число ступеней регенерации
будет бесконечно большим и соот-
ветственно теплоперепады на каж-
дую ступень бесконечно малыми, то
ступенчатая линия в'б' может быть
заменена кривой в'б'. При этом по-
лучается цикл аа'вв'б' с максималь-
но возможной тепловой экономии-
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
43
ностыо, называемой предельным ре-
генеративным циклом. Из рис. 4.1
видно, что если бы кривая в'б' бы-
ла эквидистантна линии аа'в, то
термический КПД предельного ре-
Рис. 4.1. Сопоставление предельного реге-
неративного цикла и цикла Карно
генеративного цикла, КПД цикла
Карно при равных начальных и ко-
нечных температурах циклов были
бы равны. Так как это условие не
соблюдается, то термический КПД
даже для предельного регенератив-
ного цикла несколько меньше, чем
для цикла Карно. Сказанное пол-
ностью относится к циклам на на-
сыщенном паре, характерным для
АЭС с водным теплоносителем. Так
как предельная температура пита-
тельной воды после системы реге-
нерации не может быть равна тем-
пературе перегрева, то в циклах с
перегревом различие между пре-
дельным регенеративным циклом и
циклом Карно значительнее.
П р еде л ы-i ы й р егепер а ти в н ы й
цикл, для которого КПД максима-
лен (т]р. макс), отвечает бесконечно
большому числу ступеней регенера-
ции. В реальных условиях число
ступеней является конечным и вы-
бирается по соображениям, изло-
женным ниже. КПД регенеративно-
го цикла т)р будет меньше, чем
т)р. макс, но больше, чем КПД цикла
без регенерации т]к. На рис. 4.1, так
же как и на рис. 3.5, представлен
процесс, при котором все количест-
во пара, поступающего в турбину,
направляется последовательно в ре-
генеративные подогреватели и воз-
вращается из них в турбину для
продолжения производства работы
в ней (рис. 4.2). В реальных усло-
виях такой процесс не осуществля-
ется по двум причинам. Во-первых
(и это ясно видно из рис. 3.5 и 4.1),
в последних ступенях турбины
влажность пара достигла бы весь-
ма больших, недопустимых значе-
ний, во-вторых, пропуск полного
расхода пара через систему регене-
рации требует увеличения числа ци-
линдров турбины, огромного расхо-
да металла на паропроводы больших
диаметров и значительных габари-
тов строительных конструкций АЭС.
В связи с этим в реальных услови-
ях в регенеративные подогреватели
Рис. 4.2. Организация регенеративного по-
догрева питательной воды при отводе в
подогреватели полного расхода пара:
1 — парогенератор;
2 — турбина;
3 — конденсатор;
4 — насос;
5 — регенеративные подогреватели
44
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
направляют только часть общего
расхода пара и полностью этот пар
конденсируют, без возврата в тур-
бину, что конструктивно предпоч-
тительнее. В термодинамическом
отношении отвод полного расхода
пара па регенерацию с частичной
конденсацией и последующим воз-
вратом его для работы в турбине
эквивалентен отбору части пара с
его полной конденсацией в регене-
ративном подогревателе. Однако в
последнем случае влажность пара в
конце турбины получается сущест-
венно меньшей, что благоприятно.
Расход пара по ступеням турбины
после каждого отбора пара на реге-
нерацию уменьшается. Расходы от-
бираемого пара, являющегося гре-
ющим паром подогревателей, обо-
значают через а в долях от полно-
го расхода пара на турбину, т. е.
a=D/D0. Нумерацию отборов пара
из турбины (1, 2, 3 и т. д.) ведут
по ходу пара от головной части ма-
шины к конденсатору; подогревате-
ли нумеруют по ходу воды от кон-
денсатора до входа в реактор одно-
контурной АЭС или в парогенера-
тор двухконтурной АЭС.
4.2. ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ
ПАРОТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
С РЕГЕНЕРАТИВНЫМ ЦИКЛОМ
В зависимости от числа ступе-
ней эффективность регенерации бу-
дет расти, т. е. цр приближается к
т]р. макс- Одновременно будет изме-
няться от 0 до 1 степень регенера-
ции о=(/гп.в—hn)/(h'—hK). В пер- „
вом случае пар па регенеративные
подогреватели не подается и —
= йк, во втором случае = по
это достижимо только при подогре-
ве воды смешением со свежим па-
ром, что тоже означает отсутствие
регенеративного подогрева.
Составим тепловой баланс для
1 кг пара в цикле с регенерацией
(без учета влияния питательного
насоса, поскольку его значимость
в балансе невелика). Тепловой ба-
ланс сводится к равенству распола-
гаемой теплоты турбины h0—Ап.в и
работы, произведенной в турбине,
суммируемой с отводом теплоты в
холодном источнике:
h0 — йп в = як (h0 — hK) +
+ У ai (h0 — hd +«к(^к — АЭ’ f4-1)
i=l
где /гп.в, Ao и Ак — энтальпии пита-
тельной воды после системы реге-
нерации и пара перед и после тур-
бины соответственно, кДж/кг; ак,
а, — расходы пара в конденсатор и
в i-й подогреватель в долях от пол-
ного расхода на турбину; hi —эн-
тальпия отборного пара, поступаю-
щего в Ай подогреватель, кДж/кг;
2 — общее число регенеративных
подогревателей; ак(А0—Ак) — рабо-
та пара, поступающего в конденса-
тор, кДж/кг; щ (йо—hi)—работа
отборного пара, производимая в
турбине, до его отвода в Ай регене-
ративный подогреватель; ак(йк—
—А'к) — отвод теплоты в холодном
источнике.
Из (4.1) следует, что абсолют-
ный термический КПД цикла с ре-
генерацией
Z
ак (А) — ^к) + У ai (^о — Aj)
Ip =--------------=;---------- • (4-2)
aK(hb — h'K) + У сч (Ao— hi)
i=i
Отношение суммарной работы в
турбине и всех потоков пара, отво-
димых в 2 регенеративных подогре-
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
45
вателей, к работе, производимой по-
током пара, доходящим до конден-
сатора, называемое энергетическим
коэффициентом, будет
Лр = (h0 — hi)/[au Фо — Ик)]. (4-3)
i=l
Кроме того, будем иметь в виду,
что КПД простейшего конденсаци-
онного цикла, т. е. в отсутствие ре-
генерации,
^ = (^о-М/(^-<)- (4-4)
Тогда (4.2) легко может быть
приведено к виду, удобному для
анализа:
^р = 4к(1+Лр)/(1+Лр^). (4.5)
Из (4.5) видно, что при Др>0,
т. е. для регенеративного цикла
КПД всегда выше, чем при отсутст-
вии регенерации (Др = 0). Чем боль-
ше Лр, т. е. работа в турбине пото-
ков, отводимых в систему регенера-
ции, тем значительнее отличается
КПД регенеративного цикла от
КПД простого цикла.
4.3. ОПТИМАЛЬНОЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
РЕГЕНЕРАТИВНОГО ПОДОГРЕВА
ПО СТУПЕНЯМ ТУРБИН АЭС
И ВЫБОР ЧИСЛА ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ
Рассмотрим вначале одноступен-
чатый регенеративный подогрев,
приняв для простоты его осуществ-
ление путем прямого смешения пи-
тательной воды или конденсата пос-
ле конденсатора с отборным па-
ром. На рис. 4.3 представлены схе-
ма такого смешивающего регенера-
тивного подогревателя и его рас-
четные параметры. Для 1 кг пита-
тельной воды баланс теплоты
1 ' = + (4-6)
или, подставив оск=1—он, будем
иметь
Лп.в = (1 ~ai)/гк+а1Л1‘ (4-6а)
Дополнив левую часть произве-
дением cci/in-в, взятым со знаками
плюс и минус, получим
“1= (ftn.o — Ак)/[( АП.В “ Ак) +
+ (Ч-Ап.в)Ь <4-7)
В условиях известных (задан-
ных) значений энтальпий конденса-
та и питательной воды КПД регене-
ративного цикла зависит от выбора
энтальпии отборного пара. В самом
деле, чем выше hi, тем меньше ра-
бота, которая будет произведена
отборным паром в турбине, но
меньше и расход отбираемого пара.
Очевидно, что оптимальным пара-
метрам отборного пара будет отве-
чать максимальный коэффициент
h
a.hj
Рис. 4.3. Тепловая схема одноступенчатой
регенерации:
отвод питательной воды в парообразующую
установку;
2—подвод отборного пара;
3 — смешивающий регенеративный подогреватель;
4 — подвод конденсата из конденсатора
Рис. 4.4. Процесс расширения в турбине
при одноступенчатой регенерации
46
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
4Р. Для одноступенчатой регенера-
ции (рис. 4.3).
4p = ai (й0 —/Zi)/[aK(/l0 —/iK)L (4.8)
Реальный процесс в турбине в
h,s-диаграмме для рассматриваемо-
го случая представлен на рис. 4.4.
Обозначим через Айщ количество
теплоты, отдаваемой в регенератив-
ном подогревателе 1 кг отборного
пара, и через A/iBi— нагрев 1кг
воды в подогревателе;
ДАп1 — —йп.в; ДА bi — Ьи.ъ (4-9)
С учетом этих соотношений вме-
сто (4.7) можно написать
«1 = ДАВ1/ (Д^в1 + Д/ini) • (4-Ю)
и для ак — соответственно
ак = 1 — = Д/гП1/(ДАВ1 + ДЛпх) • (4.11)
Подставим эти значения в (4.8),
получим
4р = ДА31 (Ао ^i)/[Д/zjii (^о ^к)! • (4-12)
Из (4.9) следует, что
— hn в ДАП1 = hK -}- ДАт + ДАВ1.
(4.13)
Тогда вместо (4.12) запишем
4р = [ДАВ1 (Ао — hK — ДАщ) —
- ДАВ1]/[ДАП1 (А0-Ак)]. (4.12а)
Оптимальные условия регенера-
ции при одноступенчатом подогреве
будут отвечать максимуму выраже-
ния (4.12а). Так как /г0 и Лк не за-
висят от параметров регенерации, а
АйП1, определяемая теплотой паро-
образования, в небольшом интерва-
ле давлений практически не меня-
ется, максимум Лр будет в точке,
для которой
d [(й0- й'-ДЛпх)-A^i]/d(A/zB1)=O.
(4-14)
Взяв производную, получим
ho~h'K— ДАП1 — 2ДАВ1=0 (4.15)
или
Ав — Ак — ДАщ kh-Bi = ДАВ1 • (4.15а)
Теплоперспад в турбине до места
отбора пара
Ао —Аг = Ао —( Ап в +ДАпг) =
= Ао — h'K — ДАП1 — ДАВ1. (4.16)
Сопоставив (4.15а) и (4.16), по-
лучим, что оптимальные условия ре-
генерации отвечают равенству
ДАВ1 = АО-АХ. (4.17)
Таким образом, при одноступен-
чатом регенеративном подогреве
максимальная эффективность цикла
отвечает условиям, при которых на-
грев воды в подогревателе равен
теплоперепаду в турбине от входа
в нее до отбора на регенерацию,
т. е. АйВ1 = 0,5Х (h'—h'K). Это отве-
чает степени регенерации сгр = 0,5
(соответствующая кривая на
рис. 4.5).
Для получения большего выиг-
рыша от регенеративного подогрева
Рис. 4.5. Повышение тепловой экономично-
сти в зависимости от числа регенератив-
ных подогревателей и конечной температу-
ры питательной воды
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
47
применяют несколько подогревате-
лей. При этом оптимальная степень
регенерации увеличивается. Расчет-
ные исследования для многоступен-
чатой регенерации приводят к выво-
ду о том, что для всех последующих
отборов оптимальный подогрев в
каждом подогревателе равен тепло-
перепаду между выше расположен-
ным отбором и отбором на данный
подогреватель. В общем виде это
означает, что для i-ro подогревате-
ля оптимально
Д/ы = hi+1 ~ hi, (4.18)
а оптимальная степень регенерации
для z подогревателей составляет
Ор.опт = 2/'(г4-1). Температура пита-
тельной воды, соответствующая оп-
тимальной степени регенерации, на-
зывается термодинамически опти-
мальной температурой регенератив-
ного подогрева.
При выбранной общей степени
регенерации важно также распреде-
ление подогрева по отдельным сту-
пеням. При некотором соотношении
подогревов по ступеням суммарные
потери от необратимости оказыва-
ются минимальными.
На рис. 4.5 показаны также ре-
зультаты исследований при числе
ступеней регенерации более одной
и при бесконечно большом числе
ступеней. Рисунок иллюстрирует по-
ложительное влияние на КПД уве-
личения числа ступеней регенера-
ции. В современных турбинных ус-
тановках общее количество регене-
ративных подогревателей составля-
ет от 4—5 до 8. Более 8 подогрева-
телей не применяют, так как с каж-
дым последующим подогревателем
тепловая экономичность увеличива-
ется все слабее (рис. 4.5), а капи-
таловложения возрастают в равной
мере.
Энтальпия питательной воды
йпВ = /1к+ S <4'19)
1=1
Температура питательной воды
может достигнуть температуры ки-
пения, т. е. /гп.в = /г', только для бес-
конечно большого числа ступеней
регенерации, т. е. при z = oo. Конеч-
ное число подогревателей соответ-
ствует температуре питательной во-
ды меньшей, чем температура паро-
образования: /гп.в</К
Если значения подогрева воды в
каждом из z регенеративных подо-
гревателей приняты равными, т. е.
применено равномерное распреде-
ление регенеративного подогрева, то
А'1» = (Ап.в-'1к)/(г+1)- (4-20)
Такое распределение близко к
оптимальному, но позволяет исполь-
зовать для всех подогревателей од-
но и то же оборудование.
При равномерном распределении
регенеративного подогрева энталь-
пия питательной воды
Лп.в=/1к + 2Д/1в- <4-21>
В зависимости от числа регене-
ративных подогревателей при рав-
номерном регенеративном подогре-
ве в каждом из них температура
воды повышается на 15—30°С.
При выборе значения степени ре-
генерации необходимо иметь в ви-
ду пологое протекание кривых
(рис. 4.5) в области их оптимума.
Поэтому целесообразен выбор ар
левее оптимума, так как при этом
уменьшается расход греющего па-
ра, прямо пропорциональный степе-
ни регенерации. Обычно значение
Ор выбирают на 10—15% меньшим,
чем оптимальное термодинамически.
48
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
4 4. ТИПЫ РЕГЕНЕРАТИВНЫХ
ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ И СХЕМЫ
ИХ ВКЛЮЧЕНИЯ
В конденсаторе давление рабо-
чей среды наименьшее; в парообра-
зующем агрегате — наибольшее.
Этот перепад давлений должен
быть преодолей насосом (см.
рис. 2.1). Установка на этом пути
регенеративных подогревателей су-
щественно повышает требуемый на-
пор насоса, так как необходимо при-
одолеть еще и гидравлические со-
противления всех подогревателей.
Если для подачи воды в парообра-
зующий агрегат насос установлен
только после конденсатора, то все
регенеративные подогреватели нахо-
дятся под давлениями, превышаю-
щими давление в парообразующем
агрегате. Это удорожает оборудо-
вание. В связи с этим тракт от кон-
денсатора до парообразующего аг-
регата разделяют на две части:
конденсатный и питательный трак-
ты. Между ними обычно устанавли-
вается деаэратор (см. гл. 5). Напор
конденсатного насоса (КН), уста-
навливаемого после конденсатора,
равен давлению в деаэраторе, сум-
мируемому с сопротивлением всего
тракта, в том числе с сопротивлени-
ями всех регенеративных подогре-
вателей, расположенных до деаэра-
тора. В связи с относительно низки-
ми давлениями для этих подогрева-
телей их называют подогревателя-
ми низкого давления (ПНД). Пос-
ле деаэратора (Д’) устанавливается
питательный насос (ПН), напор ко-
торого равен перепаду давлений
между парообразующим агрегатом
и деаэратором, суммируемому с со-
противлением всего тракта, в том
числе с сопротивлениями всех реге-
неративных подогревателей, распо-
ложенных после деаэратора. В свя-
зи с относительно высокими давле-
ниями для этих подогревателей их
называют подогревателями высоко-
го давления (ПВД). Обычно число
ПНД не более пяти, а число ПВД—
не более трех.
Оптимизация регенеративного
подогрева рассматривалась в § 4.3
для смешивающих подогревателей,
т. е. для схемы по рис. 4.3. Эти по-
догреватели имеют тот недостаток,
что давления воды в каждом из них
равны давлениям отборных паров и
потому отличаются. Это означает
необходимость применения соотзст-
Рис. 4.6. Регенеративные схемы со смеши-
вающими ПНД.
а — только с перекачивающими насосами;
б — с перекачивающими насосами и частичным
самотечным движением воды;
1 — деаэратор;
2 — цилиндр низкого давления турбины;
3 — конденсатор;
4 — конденсаторный насос;
5—ПНД смешивающего типа;
6—перекачивающий насос
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
49
ствующего числа насосов для пода-
чи воды в последующие подогрева-
тели или использование гидростати-
ческого столба Н для повышения
давления, как это показано на
рис. 4.6 для ПНД. В связи с этим
для ПНД в основном, а для ПВД
как единственное решение исполь-
зуют регенеративные подогреватели
поверхностного типа. Для них дав-
ление воды по тракту независимо
от давлений пара в отборах турби-
ны. При этом достаточно одного на-
соса для прокачки воды через не-
сколько подогревателей.
Поверхностные подогреватели
для нагрева воды до той же темпе-
ратуры, что и в смешивающих, тре-
буют отвода из турбипы пара более
высокой температуры для создания
температурного напора в подогрева-
теле. В связи с этим несколько уве-
личивается недовыработка электро-
энергии турбиной и снижается теп-
ловая экономичность станции. Вы-
бор температурного напора — важ-
ная задача, решаемая комплексно,
так как чем больше напор в подо-
гревателе, тем больше недовыработ-
ка электроэнергии, но тем меньше
требуемая поверхность теплообме-
на и соответственно се стоимость.
Если теплообменная поверхность
выполнена из более дорогих конст-
рукционных материалов, то опти-
мальный температурный напор не-
сколько больше (см. §4.5). Для
оптимизации регенеративной систе-
мы с поверхностными подогревате-
лями с достаточной точностью мо-
гут быть использованы соотноше-
ния, полученные для смешиваю-
щих подогревателей в § 4.2 и 4.3.
Схемы с поверхностными подо-
гревателями показаны, например
для ПНД, на рис 4.7. Греющие
пары поступают в корпусы подогре-
вателей. За счет нагрева воды, про-
текающей внутри трубок, происхо-
дит конденсация этих паров. Обра-
зующийся конденсат собирается в
нижней части корпусов. Этот кон-
денсат, иногда называемый дрена-
жом подогревателей, дренажными
насосами (рис. 4.7,а) закачивает-
ся в линию основного конденсата и
Рис. 4.7. Регенеративные схемы с поверхностными ПНД:
1 — деаэратор; 4 — конденсатный пасос; 6 — дренажный насос
2—Ц1Щ турбины; 5 — ПНД поверхностного ти-
ci — конденсатор; па;
50
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
смешивается с потоком нагреваемо-
го конденсата. Из рис. 4.7, б видно,
что можно сократить число дренаж-
ных насосов за счет использования
каскадного слива дренажей из кор-
пусов подогревателей, находящихся
под большим давлением, в корпусы
с меньшим давлением и закачкой
суммарного дренажа в тракт кон-
денсата одним насосом. На случай
аварийного выхода из строя дре-
нажного насоса предусматривается
возможность его байпасирования и
каскадного слива дренажей в кон-
денсатор. В этом случае вообще от-
падает необходимость в дренажном
насосе. Однако в нормальной эксп-
луатации полный каскадный слив в
конденсатор применять не следует,
так как при этом теплота суммар-
ных дренажей, отвечающая темпе-
ратуре после первого ПНД, не возв-
ращается в цикл, а увеличивает от-
вод теплоты в конденсаторе, т. е.
снижается тепловая экономичность.
В связи с различием в давлени-
ях трактов ПНД и ПВД схемы воз-
врата в цикл дренажей греющих
паров отличаются. Для ПНД ис-
пользуют комбинации каскадного
слива с дренажными насосами, а
для ПВД только каскадный слив —
в деаэратор. Последнее объясняет-
ся трудностями создания дренаж-
ных насосов относительно неболь-
шой производительности для высо-
ких температур среды. В условиях
низких температур и давлений, т. е.
для ПНД, создание дренажных на-
сосов и обеспечение их надежной
работы затруднений не вызывает.
Схема закачки дренажей ПНД по
рис. 4.7, а наиболее экономична и
близка к схемам со смешивающими
подогревателями, но требует не-
скольких насосов.
При каскадном сливе дренажей
конденсат греющего пара с более
высоким давлением сливается в кор-
пус с меньшим давлением. В связи
с этим происходит частичное паро-
образование этого конденсата и со-
ответствующее уменьшение расхода
отборного пара из турбины, что сни-
жает экономичность регенеративно-
го цикла. Для предотвращения это-
го явления в конструкциях регене-
ративных подогревателей преду-
сматриваются охладители дренажей
либо, в дополнение к регенератив-
ным подогревателям, применяют ус-
тановку вынесенных охладителей
дренажей (ОД). Так как при этом
вся схема усложняется и удорожа-
ется, то иногда их используют не
после каждого ПНД.
Вопросы организации слива дре-
нажей имеют большое значение, так
как в современных паротурбинных
установках на регенеративные подо-
греватели поступает 20—40% пол-
ного расхода пара на турбину, а
иногда и более.
Независимо от способа слива
дренажа из подогревателя должен
быть обеспечен отвод только кон-
денсата. Проскок вместе с конден-
сатом некоторой части пара снижа-
ет тепловую экономичность установ-
ки, так как это равносильно увели-
чению недовыработки электроэнер-
гии в турбине. Для предотвращения
проскока пара у подогревателей ус-
танавливают специальные регули-
рующие клапаны, которые имеют
привод от датчика уровня конден-
сата в корпусе подогревателя и
предотвращают его чрезмерное по-
нижение.
Конденсация греющего пара в
подогревателе способствует выделе-
нию в его корпусе над уровнем кон-
денсата неконденсирующихся газов.
Для вакуумных ПНД дополнитель-
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
51
ным источником этих газов являет-
ся подсос воздуха. Для однокон-
турных АЭС в паровом объеме ре-
генеративных подогревателей могут
скапливаться и благородные газы,
образующиеся в реакторе и посту-
пающие в пар. В связи с этим обя-
зательна вентиляция паровых объе-
мов регенеративных подогревате-
лей *. Вместе с удаляемыми газами
может уходить и некоторое коли-
чество пара. Для уменьшения по-
терь пара отсос ограничивается, а
место отсоса выбирается в нижней
части парового объема корпуса.
Парогазовая смесь из всех по-
догревателей сбрасывается каскад-
но в конденсатор, откуда удаляется
(см. § 8.2). Вынос с парогазовой
смесью также и конденсата грею-
щего пара исключается, так как в
подогревателях предусмотрены уст-
ройства, предотвращающие повыше-
ние уровня в нем. Это необходимо
также потому, что повышение уров-
ня уменьшает теплообменную по-
верхность для конденсации грею-
щего пара и снижает подогрев во-
ды. Кроме того, при значительном
повышении уровня могла бы воз-
никнуть опасность заброса конден-
сата в ступени турбины. Поэтому
на линиях греющего пара устанав-
ливаются обратные клапаны.
4.5. МАТЕРИАЛЫ И КОНСТРУКЦИИ
ИНД И ПВД
При поверхностных ПНД и
ПВД продукты коррозии, образую-
щиеся в конденсатном тракте, могут
отлагаться на поверхностях тепло-
обмена в парогенераторах двухкон-
турных АЭС и реакторах однокон-
* Это относится и к смешивающим по-
догревателям.
турпых АЭС. При этом возможно
ухудшение теплоотвода и снижение
тепловой экономичности и надеж-
ности работы АЭС. С наибольшей
интенсивностью коррозия протекает
в области температур, характерных
для конденсатного тракта. В связи
с этим для теплообменных поверх-
ностей ПНД используют материа-
лы, обладающие высокой коррози-
онной стойкостью. К их числу отно-
сятся латуни и нержавеющие ста-
ли.
Латуни дешевы и обладают вы-
сокой теплопроводностью. Однако
поступление в воду оксидов меди,
составляющих основу латуней, не-
допустимо для одноконтурных АЭС.
Поэтому латунные ПНД использу-
ют только в турбинных установках
двухконтурных АЭС.
Нержавеющие аустенитные ста-
ли дороги и обладают низкой тепло-
проводностью, поэтому их примене-
ние для ПНД ограничивается
турбинными установками однокон-
турных АЭС.
Различие в стоимости вызывает
различие в оптимальных значениях
температурных напоров в ПНД.
Так, для латунных ПНД принима-
ют б£=1,5°С, а для аустенитных
нержавеющих ПНД 6£=3,5-нб°С,
т. е. чем дороже материал ПНД,
тем большим должен быть темпе-
ратурный напор, чтобы уменьшить
требующуюся поверхность нагрева.
Проводимые в настоящее время на-
учно-исследовательские работы поз-
воляют надеяться на возможность
применения в дальнейшем для
ПНД перлитных, слаболегирован-
ных сталей. Они не только дешевле
аустенитных нержавеющих, но и
более технологичны и теплопро-
водны. Для таких ПНД возможно
использование столь же малого
52
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
температурного перепада, как для
латуней.
В области температур, харак-
терных для питательного тракта,
коррозия конструкционных матери-
алов протекает с существенно мень-
шей интенсивностью. Поэтому для
ПВД используют дешевые простые
углеродистые стали, принимая для
них ё/=1,5=С.
Для конструктивных схем по-
верхностных регенеративных подо-
гревателей характерны следующие
общие положения:
1 . Теплообменнная поверхность
располагается в корпусе. При ком-
поновке машинного зала предусмат-
ривается возможность извлечения
трубной системы из корпуса.
2 . Среда с большим давлением
(конденсат, питательная вода) нап-
равляется внутрь труб малого диа-
метра; греющий пар — снаружи, т. е.
корпус подогревателя, имеющий
большой диаметр, рассчитывается
па давление греющего пара, поэто-
му он получается менее металлоем-
ким, чем при обратном взаимном
движении сред.
3 . Греющий пар в регенератив-
ных подогревателях всегда направ-
ляется сверху вниз, так как при
этом облегчается вывод воздуха из
верхней части корпуса и отвод кон-
денсата из нижней части.
4 . Змеевиковая поверхность на-
грева подогревателей выполняется
наиболее компактно.
5 . Трубки* отвода неконденси-
рующихся газов из верхней части
корпуса выполняются из нержавею-
щих аустенитных сталей.
6 . За счет большего давления
нагреваемой среды (конденсат, пи-
тательная вода) обеспечивается не-
вскипанпе воды в подогревателях и
отсутствие гидравлических ударов.
На рис. 4.8 представлена кон-
струкция латунного ППД. Незначи-
тельные рабочие давления позволи-
ли сделать этот подогреватель с
фланцем и трубной доской 5, что
Рис. 4.8. Регенеративный ПНД с трубной
системой из латуни:
1 —ввод греющего пара;
2 — защитный лист;
3 — вход нагреваемого конденсата;
4 — водяная камера;
5 — трубная доска;
6 — латунные U-образные трубки;
7 — обечайка — каркас для трубок;
8 — направляющие перегородки;
9 — патрубок отсоса воздуха;
10 — сливной трубопровод конденсата греющего
пара;
11 — отводы конденсата в импульсную камеру
сигнализатора уровня;
12 — выходной патрубок основного конденсата;
13 — опоры корпуса;
14 — подвод паровоздушной смеси из соседнего
подогревателя;
15 — отводы к водоуказательному прибору;
16 — приемный патрубок конденсата греющего
пара из смежного подогревателя
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
53
упрощает как его конструкцию, так
и эксплуатацию. В цилиндрическом
корпусе размещается поверхность
нагрева, состоящая из U-образных
трубок 6, завальцованных в труб-
ной доске 5 и скрепленных обечай-
кой — каркасом 7, придающим пуч-
ку жесткость и предохраняющим
Рис. 4.9. Регенеративный
/ — трубная система;
2 — вход воды;
3 — выход воды;
4—-отсос парогазовой смеси;
лштной нержавеющей стали:
го пара:
8 — впуск конденсата греюще-
го пара соседнего подогре-
вателя;
9 — вход греющего пара
ПНД с трубной системой из аус-
5 — к водоуказательному при-
бору:
6 — опорожнение трубной си-
стемы;
7 — выход конденсата греюще-
54
Глава 4. Регенеративный подогрев питательном воды
его от вибраций. Водяная камера 4
разделена перегородкой на две ча-
сти. Нагреваемая вода входит через
патрубок <?, проходит по трубкам
Рис. 4.10. Регенеративный подогреватель высокого
давления
литнои стали:
1 — выход питательной воды;
2 — трубная система;
3 — коллекторы трубной систе-
мы;
4 — к водоуказательному при-
бору;
5 — вход питательной воды;
6 — вход греющего пара;
7 — впуск конденсата греющего
с трубной системой из пер-
пара соседнего подогрева-
теля;
8 — отсос парогазовой смеси;
9 — выход конденсата греющего
пара
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
55
сначала вниз, а затем вверх и выхо-
дит через патрубок 12. Скорость во-
ды в трубках принимается в преде-
лах 1,5—3 м/с. Греющий пар подво-
дится через штуцер 1. Для улучше-
ния омывания поверхности змееви-
ков в корпусе установлены гори-
зонтальные перегородки 8. Кон-
денсат скапливается внизу корпуса
и выводится через конденсатоотвод-
чик, не допускающий проскока
пара. Подогреватель рассчитан на
каскадный слив дренажа и каскад-
ный отсос газов. Поэтому в нем
имеются штуцер 16 для приема
конденсата греющего пара смежно-
го подогревателя большего давления
и штуцер 15 для поступления из пего
паровоздушной смеси. Отсос паро-
воздушной смеси из данного подо-
гревателя производится на том же
уровне через патрубок 9. Корпус
подогревателя имеет опоры для под-
вески к металлическим конструк-
циям или установки на бетонном
основании у турбины. Данная кон-
струкция ППД не позволяет охла-
дить конденсат греющего пара ни-
же температуры насыщения.
Конструктивная схема регенера-
тивного ПНД с трубной системой из
нержавеющей аустенитной стали
типа ОХ18НЮТ представлена на
рис. 4.9. Охлаждение конденсата
греющего пара осуществляется в са-
мом подогревателе. Корпус подогре-
вателя выполняют из перлитных
сталей, иногда с плакировкой нер-
жавеющей аустенитной.
Для ПВД наиболее распростра-
нена конструкция, представленная
рис. 4.10. Вместо водяных камер и
трубных досок применены верти-
кальные коллекторы, к которым
присоединяют горизонтальные зме-
евики, выполненные в виде сварных
спиралей. Перегородки (секциони-
рование) в вертикальных коллекто-
рах позволяют получать в змееви-
ках достаточно большие скорости
воды (4—5 м/с) для обеспечения
высокого коэффициента теплопере-
дачи и уменьшения необходимой
поверхности нагрева. Греющий пар
опускается вниз, причем направля-
ющие перегородки обеспечивают
хорошее омывание змеевиков. Змее-
виковая система выполнена из
простых углеродистых сталей. Опа
имеет хорошую температурную ком-
пенсацию, что важно, так как ПВД
работают в большем интервале тем-
ператур, чем ПНД. Вся змеевиково-
коллекгорная система закреплена
внизу корпуса.
Преимущество конструкции ре-
генеративного подогревателя, при-
веденного па рис. 4.10, — возмож-
ность замены любой из спиралей и
четко организованное противоточ-
ное движение греющей и обогревае-
мой сред. В нижней части этого
ПВД организовано охлаждение кон-
денсата ниже температуры кипе-
ния, отвечающей давлению грею-
щего пара. В связи с этим невоз-
можно вскипание конденсата грею-
щего пара при его сливе в преды-
дущий ПВД. При этом исключается
снижение тепловой экономичности
за счет уменьшения расхода грею-
щего .пара в этот ПВД.
В конструкциях, для которых
внутренние охладители дренажа не
Рис. 4.11. Установка вынесенного охлади-
теля дренажа ПНД
56
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
предусматриваются, на тракте ПНД
устанавливают вынесенные охлади-
тели конденсата (рис. 4.11). Чтобы
чрезмерно не осложнять регенера-
тивную схему, можно устанавливать
их не у каждого ПНД, а, например,
после каждых двух. Из рис. 4.11
видно, что конденсат греющего па-
ра подогревателя 1 по пути в пре-
дыдущий подогреватель 3 проходит
через охладитель дренажа 4. На ос-
новном потоке воды устанавлива-
ют дроссельную шайбы 2, в связи с
чем часть воды после подогревателя
3 поступает в охладитель дренажа
и затем соединяется с общим по-
током, направляемым в подогрева-
тель 1. Установка охладителей дре-
нажа может быть предусмотрена и
на полный расход воды (см.
рис. 5.1). Охладители дренажа не
поставляют комплектно с ПНД, так
как их устанавливают в зависимос-
ти от схемы откачки дренажей по-
догревателей. На дренажах, закачи-
ваемых в конденсатный трубопро-
вод, устанавливать их незачем, так
как охлаждение дренажа повыша-
ет экономичность только если кон-
денсат греющего пара сливается в
предшествующий ПНД.
Регенеративные подогреватели
выпускаются в широком ассорти-
менте. Обычно па каждую турбин-
ную установку сооружают по одной
нитке подогревателей; для очень
мощных турбин — две параллель-
ные. Габаритные размеры подогре-
вателей довольно значительны: вы-
сота ПНД доходит до 5 м для ла-
тунных трубок и до 10 м для аусте-
нитных нержавеющих, а высота
ПВД —до 10 м. Это следует учи-
тывать при компоновке подогрева-
телей с учетом возможностей выем-
ки трубной системы при ремонте.
Для турбин двухконтурных АЭС
устанавливают и ПНД, и ПВД. Это
видно по конечной температуре ре-
генеративного подогрева, т. е. по
температуре питательной воды, ко-
торая для турбин двухконтурных.
АЭС больше, чем для турбин одно-
контурных АЭС (для них применя-
лись только ПНД, что снижало
тепловую экономичность). В настоя-
щее время проявляется тенденция к
повышению температуры питатель-
ной воды одноконтурных АЭС и
развитию их регенеративной си-
стемы.
Пример конструктивной схемы
смешивающего подогревателя низ-
кого давления представлен на
рис. 4.12. Конденсат поступает че-
рез патрубок 4 и глухим щитом 2
направляется на верхний перфори-
рованный щит 1. Пройдя через него,
он струйками стекает на два распо-
ложенных ниже таких же перфори-
рованных щита. Продеаэрирован-
пый конденсат отводится через
штуцер 5, а выделившиеся газы
вместе с некоторым количеством
пара отводятся через штуцер 9.
Греющий пар поступает по линии 8
и направляется под перфорирован-
ные щиты. В двух нижних перфо-
рированных щитах в центральной
части на большой длине сделаны
Рис. 4.12. Конструктивная схема смеши-
вающего подогревателя
Глава 4. Регенеративный подогрев питательной воды
57
прорези для прохода пара под вы-
ше расположенный щит. Эти про-
рези снабжены бортиками 3, для
того чтобы вода нс поступала в них
и не мешала свободному проходу
пара. Отсос паровоздушной смеси
производится через патрубок 6; для
аварийного сброса конденсата пре-
дусмотрен патрубок 7.
Несмотря на простоту и деше-
визн}' смешивающих подогревателей
и обеспечиваемую ими несколько
более высокую тепловую экономич-
ность, основным типом подогрева-
телей в регенеративной системе
принят все же поверхностный, как
это было обосновано в § 4.4.
Важным преимуществом смеши-
вающих подогревателей является
отсутствие теплообменной поверх-
ности, коррозия которой могла бы
вызвать загрязнение конденсата.
Именно в связи с этим в некоторых
проектах одноконтурных АЭС в
настоящее время предполагается
первый и второй пли только второй
ПНД выполнять смешивающими, а
остальные — поверхностными. Сле-
дует иметь в виду, что один смеши-
вающий подогреватель пока всегда
присутствует в регенеративных сис-
темах паротурбинных установок—-
это деаэратор, устанавливаемый в
конце конденсатного тракта. Так
как основное его назначение — де-
газация конденсата, то рассмотре-
ние работы деаэратора перенесено
в следующую главу.
4.6. ОСОБЕННОСТИ
РЕГЕНЕРАТИВНЫХ СИСТЕМ ТУРБИН
НАСЫЩЕННОГО ПАРА
В § 3.2 была показана необходи-
мость использования для турбин
насыщенного пара промежуточных
сепарации и перегрева между ци-
линдрами. В связи с этим в тепло-
вой схеме возникают такие потоки,
как сепарат из сепаратора и кон-
денсаты греющих паров соответст-
венно первой и второй ступеней
промежуточного перегревателя.
Теплота этих потоков должна быть
использована в системе регенера-
ции. Греющими средами для
промежуточного пароперегревателя
являются пар из первого отбора
турбины (для первой ступени) и
свежий пар (для второй ступени).
Поэтому энтальпии греющих паров
и их конденсатов не зависят от кон-
кретных тепловых схем. Что же ка-
сается энтальпии сепарата, то она
зависит от разделительного давле-
ния, выбор которого рассмотрен в
§ 7.3. Неоднозначно также и дав-
ление в деаэраторе, разделяющем
тракты ПНД и ПВД, — использу-
ются давления 0,7 и 1 МПа.
Подача сепарата и конденсатов
греющих паров пароперегревателя
может осуществляться в паровые
объемы соответствующих по темпе-
ратурному уровню ПНД и ПВД или
деаэратора. Теплота этих потоков
учитывается в этом случае при рас-
чете расходов отборного пара для
рассматриваемого подогревателя
или деаэратора. Учитывается также
и увеличение расхода дренажа дан-
ного подогревателя и всего каска-
да, а потому и подачи дренажного
насоса. Возможно и другое реше-
ние — закачка конденсата греюще-
го пара промперегревателя непо-
средственно в питательный трубо-
провод после деаэратора. При этом
потери от необратимости будут
наименьшими. Недостаток такого
решения (см. рис. 9.18) —повыше-
ние концентраций кислорода в пи-
тательной воде, которое связано с
58
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
сохранением в конденсате греюще-
го пара промперегревателя всего
кислорода, вынесенного паром из
реактора. Это может неблагопри-
ятно отразиться на коррозионной
стойкости циркониевых сплавов.
Поэтому предпочтительнее установ-
ка теплообменника на байпасе пи-
тательного трубопровода после
деаэратора, с подачей дренажа это-
го теплообменника в последний
ПНД.
Регенеративная система однокон-
турных АЭС имеет дополнительные
особенности в связи с радиоактив-
ностью греющего пара. Радиоактив-
ность подогревателей по тракту
регенеративной системы турбины
различна. Если для первого по ходу
воды подогревателя уровень радио-
активности низок, то в последнем
относительно высок. Греющий пар
для последнего по ходу воды по-
догревателя отводится из начальных
ступеней турбины, и конденсация
его в корпусе подогревателя приво-
дит к относительно высокой радио-
активности водяной емкости. Ра-
диоактивность конденсата греющего
пара выше, чем радиоактивность
самого пара, так как массовое ко-
личество среды в водяном объеме
подогревателя больше, чем в его
паровом объеме и в ступени турби-
ны.
Радиоактивность водяной емкос-
ти корпуса подогревателя, обогре-
ваемого паром из начальных ступе-
ней турбины, больше, чем водяного
объема конденсатора, так как за
время прохождения пара от входа в
турбину до конденсатора радиоак-
тивность пара спадает. При работе
на радиоактивном паре подогрева-
тели регенеративной системы турби-
ны, сборники сспарата и конденса-
тов промежуточного перегревателя
требуют биологической зашиты.
ГЛАВА 5
ДЕАЭРАТОРНО-ПИТАТЕЛЬНАЯ И ПАРОГЕНЕРАТОРНАЯ
УСТАНОВКИ
5.1. НАЗНАЧЕНИЕ ДЕАЭРАТОРНОЙ
УСТАНОВКИ
На тракте от конденсатора до
парогенератора двухконтурной АЭС
(или реактора одноконтурной АЭС)
происходят не только теплофизичес-
кие, но и физико-химические преоб-
разования рабочей среды. Если пер-
вые являются результатом процес-
сов теплообмена, то вторые еще и
результатом взаимодействия среды
с конструкционными материалами.
В результате коррозии этих мате-
риалов среда загрязняется оксида-
ми металлов, обладающими весьма
малой растворимостью и потому
способными создавать твердые от-
ложения. Для уменьшения этих от-
ложений применяют коррозионно-
стойкие материалы (см. § 4.5), а в
дополнение к этому в дракте обес-
печивают такие физико-химические
характеристики среды, при которых
проявляется максимальная стой-
кость против коррозии.
Рассмотрим физико-химические
процессы на конденсатно-питатель-
ном тракте двухконтурной АЭС с
деаэратором (рис. 5.1, а). Совре-
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
59
Рис. 5.1. Конденсатно-
питательный тракт дзух-
контурной АЭС с реак-
тором ВВЭР-1000:
1 — деаэратор;
2 — ПНД;
3 — ОД:
4 — КНП;
3 — конденсатоочистка;
6 — KHI;
7 — конденсатор;
8 — ДН;
9 — ПН:
.10 — ПВД;
II — парогенератор;
12 — возврат очищенной про-
дувочной воды;
13 — вода парогенератора;
направляемая на очи-
стку
менные нормы технологического
проектирования предписывают обя-
зательную установку 100%-ной
счистки конденсата после конден-
сатора не только для одноконтур-
ных, по и для двухконтурных АЭС.
Для того чтобы фильтры кондепса-
тоочистки работали при низких дав-
лениях, устанавливают последова-
тельно (до и после копдепсатоочист-
ки) два конденсатных насоса —
КН-I преодолевает суммарные
сопротивления тракта до конденса-
тоочистки и ее фильтров и создает
подпор для КН-П, который преодо-
левает суммарные сопротивления
всех ПНД и ОД и обеспечивает
давление в деаэраторе 1. Из деаэ-
ратора питательная вода, догретая
до температуры кипения, отвечаю-
щей давлению в деаэраторе, пита-
тельным насосом (ПН) прокачива-
ется через все ПВД и подается в
парогенератор.
Вакуум в конденсаторе способ-
ствует проникновению в его паро-
вой объем некоторого количества
воздуха. Специальными устройства-
ми (см. § 8.2) этот воздух в боль-
шей своей части удаляется из
конденсатора. Однако некоторое ко-
личество воздуха и, главное, содер-
жащегося в нем кислорода все же
остается в конденсате, так как при
низких температурах растворимость
кислорода в воде высока (рис. 5.2,
60
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
кривая /). Установлено влияние
кислорода на протекание коррози-
онных процессов, проявляющееся
по-разиому в зависимости от чисто-
ты воды. Так, в водах высокой чис-
Рис. 5.2. Зависимость парциальных давле-
ний воздуха, кислорода и водяных паров и
растворимости кислорода от температуры
воды при атмосферном давлении:
1 — содержание кислорода в воде;
2, 3, 4 — парциальные давления соответственно во-
дяных паров, кислорода и воздуха
тоты, обычно характеризуемой зна-
чением удельной электропроводнос-
ти х = 0,1-ь-0,2 мкСм/см, действие
кислорода оказывается положитель-
ным— на поверхностях сталей и
латуней создается окисная пленка,
хорошо сцепленная с металлом и
защищающая его от коррозии. Ес-
ли же вода имеет более высокую х,
то кислород интенсифицирует кор-
розию и от него в таких условиях
надо освобождаться.
Теплообменная поверхность кон-
денсатора 7 работает в условиях
перепада давления. По паровой сто-
роне поддерживается вакуум, а дав-
ление охлаждающей воды должно
быть достаточным для преодоления
суммарных сопротивлений тракта
охлаждающей воды до и после кон-
денсатора и трубной поверхности
конденсатора. В связи с этим дав-
ление охлаждающей воды на входе
в конденсатор составляет обычно
около 0,2 МПа, что создает перепад
давлений по обеим сторонам трубок,
доходящий практически до 0,3 МПа.
Наличие этого перепада вызывает
незначительный переток охлаждаю-
щей ноды в конденсирующийся пар.
Связанное с этим появление в кон-
денсате хлоридов, бикарбонатов,
карбонатов и кремниевой кислоты
увеличивает х. Конденсатоочистка
задерживает все эти примеси, и в
конденсатно-питательный тракт пос-
тупает вода высокой чистоты. В та-
ких условиях включение в конден-
сатно-питательный тракт специаль-
ного элемента — деаэратора, имею-
щего своим назначением удаление
некопденсирующихся газов, не име-
ет обоснования и вполне можно пе-
рейти к бездеаэраторной схеме
(рис. 5.1, б). Как будет показано
далее, это удешевляет оборудование
и строительные конструкции.
Существует, однако, большое
число ранее сооруженных блоков
двухконтурных АЭС, не имеющих
конденсатоочистки. В этих случаях
следует освобождаться от кислоро-
да, причем в основном перед ПВД,
которые выполнены из сталей, под-
верженных кислородной коррозии,
т. е. установка деаэратора стано-
вится целесообразной.
Кроме того, некоторые из естест-
венных примесей, поступивших с
присосом охлаждающей воды в кон-
денсатор, способны подвергаться
разложению в условиях повышения
температур. Так, бикарбонаты раз-
лагаются с образованием карбона-
тов и свободной углекислоты:
2NaHCO3 -> Na2CO2 + Н2О + СО2f (5.1)
Углекислота является коррози-
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
61
онно-агрессивным агентом, особенно
по отношению к углеродистым ста-
лям, из которых выполнены ПВД.
Поэтому необходимо ее удаление
до поступления воды в тракт ПВД.
В этом главная причина необходи-
мости установки деаэратора при от-
сутствии кондспсатоочистки.
Рассмотрим теперь конденсатно-
питательный тракт одноконтурной
АЭС, для которой установка 100%-
ной конленсатоочистки всегда была
обязательной. В воду реактора, а
потому и в выдаваемый им насы-
щенный пар, в результате диффу-
зионного проникновения через обо-
лочки твэлов или в связи с частич-
ной разгерметизацией незначитель-
ного количества твэлов могут пос-
тупать газообразные продукты де-
ления. Кроме того, в воде реактора
под воздействием нейтронного пото-
ка протекает радиолиз воды с обра-
зованием атомарного водорода, мо-
лекулярного кислорода и в меньшей
степени перекиси водорода и ряда
других соединений. Водород и кис-
лород интенсивно переходят в насы-
щенный пар. Отвод пара из реакто-
ра способствует непрерывному про-
теканию интенсивного радиолиза.
Таким образом, пар. поступающий
на турбину, несет с собой пскопден-
сирующиеся газы. Это относится
естественно и к греющим парам,
направляемым в регенеративную
систему. При конденсации греюще-
го пара неконденсирующиеся газы
в значительной мере удаляются из
паровых объемов подогревателей,
что особенно важно для однокон-
турных АЭС в отношении водорода
и кислорода, могущих образовывать
гремучую смесь. Непрерывное их
выделение и сброс в конденсатор
для последующего контактного сжи-
гания водорода — обязательное ус-
ловие надежности работы однокон-
турной АЭС. Поэтому установка
деаэратора для одноконтурной АЭС
целесообразна, несмотря на наличие
копдснсатоочистки.
5.2. ОСНОВЫ ТЕРМИЧЕСКОЙ
ДЕАЭРАЦИИ И ЕЕ СХЕМНОЕ
И КОНСТРУКТИВНОЕ ОФОРМЛЕНИЕ
На АЭС, так же как и на совре-
менных ТЭС, осуществляется тер-
мическая деаэрация. Общая схема
деаэраторной установки представ-
лена на рис. 5.3. В ее состав входят
деаэраторная колонка (одна, чаще
две) и связанные с ней охладитель
выпара и деаэраторный бак. Деаэ-
раторная колонка является одно-
Рис. 5.3. Общая схема де-
аэраторной установки:
а — с охладителем выпара;
б — без охладителя выпара;
1 — греющий пар из отбора
турбины;
2 — резервная подача греюще-
го пара (от 15РОУ);
3 — деаэраторный бак;
4 — деаэраторная колонка;
5 — отвод выпара;
6 — сброс газов;
7-—охладитель выпара;
8 — подача основного конден-
сата минуя ПИД;
9 — отвод конденсата выпара;
10 — подача основного конден-
сата после ПНД;
11 — к питательному насосу;
12 — на эжекторы конденсатора
62
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
временно подогревателем смеши-
вающего типа, в котором имеет мес-
то не только подогрев основного
потока конденсата за счет отборно-
го пара турбины, но и его соедине-
ние с некоторыми другими потоками
и прежде всего с дренажами ПВД.
В охладителе выпара пар из паро-
газовой смеси конденсируется со
сбросом неконденсирующихся газов
в конденсатор для последующего
удаления и возвратом конденсата
пара в регенеративную систему.
Отличие деаэраторной колонки от
обычного смешивающего подогрева-
теля заключается в массовом расхо-
де греющего пара. В смешивающем
подогревателе расход пара опреде-
ляется исходя только из догрева
воды до температуры кипения при
полной конденсации греющего пара;
в деаэраторной колонке расход гре-
ющего пара должен пе только обес-
печивать такой догрев, но и превы-
шать его, для того чтобы создать
наиболее благоприятные гидродина-
мические условия для выноса не-
копденсирующихся газов. Так как
при этом уходит довольно большое
количество пара (не менее 1 кг/т
для удаления кислорода и пе менее
3 кг/т для удаления углекислоты),
то не рекомендуется выброс этой
паровоздушной смеси, называемой
выпаром деаэратора. При этом воз-
можны два решения, которые поз-
позволяют увеличить расход выпара
до 5—10 кг/т, что улучшает деаэра-
цию без потерь конденсата. Реше-
ния эти таковы: либо в схему деаэ-
раторной установки включается ох-
ладитель выпара (ОБ) (7 на
рис. 5.3, а), в котором конденсация
пара происходит за счет нагрева
части питательной воды перед вхо-
дом в деаэратор, либо выпар деаэ-
ратора направляется на эжекторы
конденсатора (рис. 5.3, б) и кон-
денсируется в их холодильниках
совместно с основным паром эжек-
торов (см. § 8.2). Для двухконтур-
ных АЭС выброс выпара в атмосфе-
ру нежелателен по условиям эко-
номичности, а для одноконтурных
АЭС он недопустим (в связи с ра-
диоактивностью пара).
Рассмотрим основы термической
деаэрации. При наличии в воде не-
конденсирующихся газов полное
давление над кипящей водой
Р = Рщо + 2Рг, (5-2)
где рн2о и 2рг — парциальные дав-
ления водяных паров и неконденси-
рующихся газов.
Из (5.2) видно, что чем больше
будет парциальное давление водя-
ных паров, тем меньше парциальное
давление неконденсирующихся га-
зов и соответственно их содержание
в деаэрируемой воде. В пределе,
если р~рп2о, то 2рг~0, т. е. сущ-
ность термической деаэрации зак-
лючается в догреве воды до кипе-
ния и создании над ней возможно
большего парциального давления
водяных паров. Дополнительными
факторами, способствующими уда-
лению газов из конденсата, являют-
ся повышение температуры, умень-
шающее растворимость газов в во-
де (см. рис. 5.2) и эжектирующее
воздействие греющего пара, пода-
ваемого в деаэраторную колонку и
проходящего по всей ее высоте.
На тепловых электростанциях
применяют смешивающие деаэрато-
ры струйного типа. Схема такой
деаэраторной колонки представлена
на рис. 5.4 (стрелками в корпусе по-
казано движение пара). Конденса-
ты, подлежащие деаэрации, посту-
пают через штуцера 1 и 14 в сме-
сительное устройство 2 и через от-
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
63
верстия в горловине 3 сливаются
на перфорированную тарелку 4. Та-
кие деаэраторы поэтому часто назы-
вают тарельчатыми. Струи конден-
сата, падающие на тарелку 4 и да-
Рис. 5.4. Схема деаэраторной колонки
лее на водоперепускпой лист 5, пе-
ресекаются потоком греющего пара
и прогреваются за счет его конден-
сации. С листа 5 конденсат слива-
ется па барботажное устройство че-
рез сегментное отверстие 13. Барбо-
тажное устройство, в котором
происходит окончательная деаэра-
ция, состоит из перфорированного
листа 6, пароперепускных труб 12
и сливных труб 7. Греющий пар
подается по трубе 10 под барбо-
тажное устройство. Площадь пер-
форации барботажного листа при-
нята такой, что даже при минималь-
ной нагрузке деаэратора под листом
образуется паровая подушка. Это
обеспечивает контакт всей воды с
греющим паром в барботажном
устройстве. При максимальной на-
грузке в работу включаются тру-
бы 12 (сначала наружная, а затем
внутренняя) для прохода пара по-
мимо барботажного листа. Под-
дон 11 соединен с барботажным
листом, образуя гидрозатвор. Ос-
тавшийся несконденсированным пар
вместе с газами (выпар деаэрато-
ра) отводится через штупер 15.
Деаэрированная вода сливается в
деаэраторный бак 8 через его гор-
ловину 9.
За время движения вниз вода
прогревается до температуры насы-
щения за счет конденсации грею-
щего пара. Конденсат греющего па-
ра присоединяется к струям воды,
а остальной пар проходит дальше
по высоте колонки, обеспечивая ее
вентиляцию, унося с собой некон-
денсирующиеся газы, выделившиеся
в процессе деаэрации.
Вода и греющий пар движутся
встречными потоками: вода вниз, а
пар — вверх. Движение пара вверх
не только обеспечивает наилучшую
вентиляцию в деаэраторе, но и уве-
личивает время пребывания в нем
движущейся вниз воды, что улучша-
ет ее прогрев и деаэрацию.
Деаэраторы смешивающего ти-
па имеют существенный недостаток,
заключающийся в том, что вслед-
ствие конденсации греющего пара в
нижней части колонки в верхнюю
ее часть проходит все меньшее ко-
личество пара. Это затрудняет
прогрев конденсата в верхней час-
ти колонки и требует увеличения
расхода выпара до 5—16 кг/т.
Увеличение расхода выпара
улучшает характеристики деаэра-
тора по конечному эффекту дега-
64
Глава 5. Деаэраторно-питательная и napoi операторная установки
зации. Однако чрезмерно увеличи-
вать этот расход не следует, чтобы
не увеличивать затраты на тепло-
обменную поверхность охладителя
выпара или потери теплоты па трак-
те от выхода выпара из деаэратора
до места установки эжекторов кон-
денсатора.
Если для конденсации пара вы-
пара использовать конденсат после
ПНД, то перепад температур для
работы ОВ окажется малым, а пот-
ребная поверхность ОВ — очень
большой. Можно применить реше-
ние, показанное на рис. 5.3, а, на-
правив в ОВ конденсат с низкой
температурой. В таком случае пот-
ребная поверхность ОВ резко умень-
шается. Большое кислородосодер-
жание и влажнопаровая среда, в
условиях которой работает поверх-
ность нагрева охладителя выпара,
способствуют его интенсивной кор-
розии. Поэтому, особенно для од-
ноконтурных АЭС, поверхность
теплообмена приходится изготов-
лять из коррозиопностойких сталей.
5.3. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ
ДЕАЭРАТОРА
Чем выше давление в деаэрато-
ре, тем более развит регенератив-
ный цикл в области ПНД и менее
развит в области ПВД, что уде-
шевляет оборудование. Однако при
этом удорожается сам деаэратор.
В настоящее время на АЭС наибо-
лее распространены деаэраторы на
0,7 МПа. На ряде вновь проекти-
руемых установок предполагается
применение давления ^1,2 МПа.
В этом случае завод-изготовитель
деаэраторной колонки и деаэратор-
ного бака несколько видоизменяет
конструкцию деаэратора на 0,7 МПа,
укрепляя ее.
При пепалаженной работе деа-
эраторной колонки она может вы-
давать плохо продсаэрированную
воду и при довольно большом рас-
ходе выпара. Это может быть выз-
вано наличием даже небольшого
(1—2°С) педогрева до кипения.
Для предотвращения этого явления
при расчете системы регенерации
подогрев воды в деаэраторной ко-
лонке выбирают примерно вдвое
меньшим, чем в каждом из ПНД и
ПВД. Так, на рис. 5.1 в каждом из
ПНД пагрев происходит на ~30°С,
в каждом ПВД — на ~35°С, а в
деаэраторе — только па 15°С. В хо-
рошо налаженных деаэраторах не-
догрев воды до кипения практичес-
ки отсутствует.
Производительность деаэратор-
ной установки выбирают по се под-
пой потребной мощности, но резерв-
ных деаэраторов не применяют. Для
мощных турбинных установок АЭС,
особенно при работе на насыщенном
паре, может возникнуть необходи-
мость параллельной работы двух
деаэраторов. Возможна также па-
раллельная работа деаэраторов нес-
кольких турбин, обслуживающих
один реактор. При параллельной
работе деаэраторы соединяют урав-
нительными линиями как по пита-
тельной воде, так и по греющему
пару. При этом основной регулятор
давления пара располагают на
уравнительной паровой линии, а ре-
гулятор давления, установленный на
каждом деаэраторе, играет вспо-
могательную роль.
Выбор давления в деаэраторе и
параметров греющего пара для деа-
эратора— одна из задач расчета
тепловой схемы АЭС. Можно счи-
тать, что процесс деаэрации воды
будет проходить одинаково эффек-
тивно при любых давлениях, т. е.
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
65
переменное давление в деаэраторе
допустимо. Однако деаэратор сое-
динен с питательным баком и через
питательную линию — с питатель-
ным насосом. При снижении давле-
ния в этой системе может произой-
ти вскипание с нарушением работы
питательного насоса и самой деа-
эрации в результате набухания во-
ды и заброса ее в деаэраторную ко-
лонку. Поэтому предпочтительнее
поддерживать давление постоян-
ным при переменных параметрах
греющего пара. Этого достигают с
помощью редуктора с соответствую-
щей автоматикой. Поддержание
постоянства давления греющего па-
ра в деаэраторах конденсационной
электростанции, т. е. в отсутствие
регулируемых отборов, невозмож-
но, так как давление в отборах из-
меняется пропорционально нагруз-
ке, а в режиме холостого хода прак-
тически равно пулю. В связи с этим
при поминальном режиме целесооб-
разно подавать на деаэратор пар из
отбора, давление в котором превы-
шает давление в деаэраторе па
40—45%. Этот источник пара обес-
печивает работу деаэратора в ин-
тервале нагрузок примерно от 70
до 100%, т. е. в наиболее вероят-
ном режиме. Если нагрузка стано-
вится ниже 70%, то деаэратор пере-
ключается на предыдущий отбор, с
помощью которого обычно возмож-
но пароснабжение до нагрузки
30—40%. И наконец, для режимов
пуска и холостого хода предусмот-
рена подача свежего пара с его
дросселированием (см. рис. 5.3).
Деаэратор — один из подогрева-
телей в общей системе регенерации.
Искусственное поддержание давле-
ния в одной из точек регенеративно-
го подогрева на постоянном уровне
(в то время как в других подогрева-
3—500
телях при изменении нагрузки оно
меняется) неизбежно искажает наи-
выгоднейшее распределение подо-
грева в системе регенерации. Поэ-
тому в последнее время в проектах
предусматривается работа деаэрато-
ров на скользящих параметрах. При
этом параллельно работающие деа-
эраторы должны иметь уравнитель-
ные линии только в пределах реге-
неративной схемы одной турбины,
т. е. предполагается независимая
работа деаэраторов каждой тур-
бины.
Так как в деаэратор направля-
ется также пар из расширителя не-
прерывной продувки, отсосы из уп-
лотнений штоков регулирующих
клапанов турбины и дренажи паро-
проводов, то увеличение давления в
нем уменьшает соответствующие
энергетические потери.
5.4. ДЕАЭРАТОРНЫЕ БАКИ И СХЕМЫ
ВКЛЮЧЕНИЯ ДЕАЭРАТОРОВ
Как указывалось в гл. 4, регене-
ративные подогреватели, выпускае-
мые заводами, позволяют ограничи-
Рис. 5.5. Раздача конденсата в деаэраторы
турбины мощностью 500 МВт:
1 — линия конденсата после ПНД;
2 — деаэраторный бак;
3 — деаэраторная колонка;
4 — подвод греющего пара
66
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
ваться одной «ниткой». Производи-
тельности деаэраторных колонок
существенно меньше, поэтому для
турбины мощностью 500 МВт кон-
денсат после ПНД приходилось
распределять, например, по четы-
рем деаэраторным колонкам
(рис. 5.5), расположенным по две
на один бак, симметрично по его
длине (деаэраторы на рисунке рас-
положены в плане). Аналогично
подается в деаэраторные колонки
конденсат греющих паров ПВД.
В смесительном устройстве (см.
рис. 5.4) этот поток смешивается с
основным конденсатом, поступаю-
щим после ПНД. Если на один ре-
актор предусмотрено две машины
по 500 МВт и деаэраторные систе-
мы обеих машин объединены, то
для каждой турбины на линиях по-
дачи в деаэраторную головку ос-
новного конденсата никакой арма-
туры не устанавливают. Возможная
неравномерность подачи ликвиди-
руется за счет работы уравнитель-
ных водо- и пароперепускных труб
между деаэраторными баками. На
линиях между деаэраторами разных
турбин отсечная арматура имеется,
но практически не используется.
Такая схема (как было показано
в § 5.3) не допускает работы деа-
эратора на скользящем давлении.
В последних проектах использу-
ются новые, более мощные деаэра-
торные головки, что позволяет для
турбин мощностью 1000 МВт огра-
ничиться четырьмя головками, как
это было ранее для турбин мощ-
ностью 500 МВт. Вместимость деа-
эраторного бака ограничена. Она
составляет 100—120 м3, т. е. деа-
эраторные баки могут обеспечить
не более чем трехмипутный запас
питания парогенератора двухкон-
турной АЭС или реактора однокон-
турной АЭС на случай перебоя в
подаче конденсата, а основной за-
пас конденсата обеспечивается в
утепленных баках аварийного пита-
ния, расположенных вне главного
корпуса. Для блоков АЭС мощ-
ностью 1000 МВт таких баков три,
а вместимость каждого— 1000 м3.
Вода из них подается в деаэратор-
ные баки специальными аварийны-
ми насосами, включаемыми автома-
тически при нарушении нормальной
подачи конденсата.
Для того чтобы в нормальной
эксплуатации запас воды в деаэра-
торном баке был возможно боль-
шим, уровень в нем поддерживают
высоким, по обязательно ниже мес-
та присоединения деаэраторной ко-
лонки, чтобы не нарушать се рабо-
ты и не создать возможности забро-
са воды в ступени турбины через
трубопровод подвода греющего па-
ра. Поэтому деаэраторный бак на
отметке максимально допустимого
уровня воды снабжают автомати-
ческими переливными клапанами.
Кроме того, на линии отборного па-
ра от турбины к деаэратору имеет-
ся обратный клапан, закрывающий-
ся при сбросе нагрузки турбиной.
Это предохраняет турбину от пос-
тупления в нее пара, образующего-
ся в объеме деаэраторного бака при
сбросе давления, и от заброса в
турбину воды вместе с этим паром.
Кроме отборного пара турбин
целесообразна подача к деаэратору
также и редуцированного свежего
пара (см. рис. 5.3), что дает воз-
можность подавать дополнительное
количество греющего пара при не-
расчетном недогреве воды перед
деаэратором. Это позволяет также
использовать деаэратор в системе
расхолаживания реактора и снаб-
жать деаэратор греющим паром
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторпая установки
67
при частичных нагрузках, когда
давление отборного пара меньше
давления в деаэраторе. Наличие
деаэраторного бака представляет
определенные удобства для хими-
ческих очисток и дезактивации обо-
рудования. для приема второсте-
пенных потоков пара и для органи-
зации некоторых других эксплуата-
ционных операции. Поэтому пока
еще для отечественных АЭС по осу-
ществлено ни одного проекта с ис-
пользованием бездсаэраторных
схем. Что же касается отсутствия
необходимости собственно деаэра-
ции, то эксплуатация всегда имеет
возможность закрыть выпар деаэра-
тора, что эквивалентно бездеаэра-
торной схеме.
Кроме основного деаэратора на
двухконтурных АЭС существует еще
небольшой деаэратор подпитки пер-
вого контура. Рассмотрение его пе-
ренесено в гл. 6 ввиду его тесной
связи с водным режимом реактора.
Деаэрация необходима и для под-
питочной воды тепловых сетей. Низ-
кие температуры этой воды побуж-
дают применять в этих случаях
деаэраторы вакуумного типа (см.
гл. 13).
5.5. ПИТАТЕЛЬНАЯ УСТАНОВКА
Питательная установка — один
из важнейших элементов тепловой
схемы станции, обеспечивающий на-
дежность работы и бесперебойность
отпуска электроэнергии. Ее задача
состоит в непрерывном восполнении
убыли воды в парообразующей ус-
тановке, связанной прежде всего с
расходом пара на турбину, а также
с расходом пара прочими потреби-
телями, утечками и т. д. Особенно
большое значение имеет питатель-
ная установка для одноконтурных
3*
АЭС, в которых она подает воду не-
посредственно в реактор.
Конечное давление за питатель-
ной установкой должно превышать
давление в парообразующей уста-
новке на значение сопротивления
всего питательного тракта от деа-
эратора до нес. При этом для АЭС
возможны две схемы включения пи-
тательной установки — одноподъем-
ная и двухподъемная.
При одноподъемной схеме
(рис. 5.6, а) питательный насос
создает полное давление, необходи-
мое для подачи воды в парообра-
зующую установку. Под этим давле-
Рис. 5.6. Схемы включения питательных
насосов:
а — одноподъемная;
б — двухподъемная;
в — одноподъемная с бустерным насосом;
/ — ПВД;
2 — деаэраторный бак;
3 — однопол ьемный питательный насос;
4, 5—питательные насосы первою и второго-
подъемов;
6—бустерный насос
68
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
нием находится трубная система
всех ПВД. При двухподъемной схе-
ме (рис. 5.6, б) устанавливают два
питательных насоса с последова-
тельным их включением. Первый из
них 4 должен создавать давление,
обеспечивающее невскипание пита-
тельной воды во всех ПВД, в том
числе и в питаемом греющим па-
ром первого отбора турбины. Поэ-
тому давление воды после насоса
первого подъема должно быть вы-
ше давления в первом отборе при
любом режиме работы турбины.
Далее вода поступает в питатель-
ный насос второго подъема 5, соз-
дающий полное давление питатель-
ной воды.
Преимущество двухподъемной
схемы — работа всех ПВД под
меньшим давлением. Поэтому они
дешевле, а работа их надежнее. Од-
нако при равных преодолеваемых
суммарных сопротивлениях и рав-
ных массовых расходах питательной
воды расход электроэнергии на ра-
боту питательной установки в одно-
подъемной схеме меньше; насос ра-
ботает на относительно холодной
воде, в то время как основной пи-
тательный насос в двухподъем ной
схеме перекачивает воду более вы-
сокой температуры. Таким образом,
установка одного насоса дешевле,
чем двух последовательных, а ра-
бота насоса на холодной воде на-
дежнее. Поэтому двухподъемная
схема включения питательных насо-
сов на АЭС распространения пе по-
лучила.
Надежность работы питательных
насосов требует прежде всего пред-
отвращения вскипания воды в насо-
се. Вода в деаэраторных баках на-
ходится при температуре кипения,
поэтому при уменьшении давления
в питательном насосе за счет вход-
ного сопротивления она могла бы
вскипеть, нарушив работу насоса.
Для предотвращения этого явления
деаэраторный бак поднимают над
отметкой установки питательного
насоса на 9—12—20 м (в зависи-
мости от давления в деаэраторе
0,35—0,7—1,2 МПа), а сопротивле-
ние линий, подающих воду к пита-
тельному насосу, не должно превы-
шать 0,01 МПа. Тем самым созда-
ется самоторможение испарения
при входе в питательный насос и
кавитация становится невозможной.
Установка деаэраторов на боль-
шой высоте над питательным насо-
сом повышает стоимость строитель-
ных конструкций и представляет
определенные неудобства. Для су-
щественного уменьшения высоты
подъема деаэратора применяют пи-
тательные установки с бустерным
насосом ("рис. 5.6, в). Вероятность
кавитации в насосе всегда выше для
быстроходных насосов. Бустерный
насос 6 выбирается тихоходным, и
поэтому требуемая высота располо-
жения деаэратора резко уменьшает-
ся. Основной напор создается быст-
роходным насосом 3, подпор для ко-
торого создает бустерный насос,
исключая тем самым возможность
кавитации. Такая схема широко ис-
пользуется на установках сверхкри-
тических параметров ТЭС на орга-
нических топливах. Ее начинают
применять и на АЭС, но в отличие
от ТЭС стремятся оба насоса ском-
поновать как единый агрегат, соз-
давая бустерную тихоходную сту-
пень перед основной быстроходной
частью питательного насоса. Воз-
можны также варианты совершен-
ствования входных устройств быст-
роходных насосов, при которых осу-
ществление схемы по рис. 5.6, а не
требует столь значительных высот
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
69
расположения деаэратора, как было
указано выше.
В качестве питательных насосов
обычно используют центробежные
многоступенчатые насосы с сальни-
ковым, а на одноконтурных атом-
ных станциях — с механическим уп-
лотнением вала. Питательная вода
даже одноконтурных станций не
требует дорогих и неэкономичных
герметичных бессальниковых насо-
сов, так как ее радиоактивность не-
велика и доступность насоса для
эксплуатационного персонала в про-
цессе работы определяется отнюдь
не протечками, но радиоактивностью
питательной воды по I3N, а в случае
нарушения плотности твэлов—-га-
зообразными продуктами деления,
прежде всего ксенона и криптона.
Протечки питательных насосов от-
водятся в дренажные баки, откуда
вода после очистки возвращается
в цикл.
Число и производительность пи-
тательных насосов принимают с
учетом необходимости бесперебой-
ной работы питательной установки.
Питательные центробежные много-
ступенчатые насосы выбирают на
полный расход питательной воды
для обслуживаемой ими установ-
ки—парогенератора или реактора.
Все насосы должны быть однотип-
ными. Если предусмотрен резерв-
ный насос, то число работающих
насосов и производительность ре-
зервного выбирают так, чтобы при
выключении одного из работающих
насосов и включении резервного
производительность питательной ус-
тановки сохранялась на уровне
100%, т. е. если полную производи-
тельность обеспечивают два рабо-
тающих насоса, то резервный вы-
бирается исходя из 50%-ной нагруз-
ки всей установки. Для парогене-
раторов АЭС с ВВЭР-440
предусматривали на. каждый блок
один резервный и четыре основных
насоса, работающих на питатель-
ную магистраль, общую для всех
Рис. 5.7. Подключение питательных насо-
сов реактора одноконтурной АЭС мощ-
ностью 1000 МВт к деаэраторным бакам:
1 — деаэраторный бак,
2 — общий питательный коллектор перед пита-
тельными насосами,
3 — питательный насос;
4 — общий напорный питательный коллектор
парогенераторов блока, т. е. произ-
водительность каждого насоса сос-
тавляла 25% от общего расхода
питательной воды.
Аналогично решается этот воп-
рос и для АЭС с РБМК. Из рис. 5.7
видно, что от каждого из деаэратор-
ных баков имеется по два забора
воды на высоте 100—150 мм от дна
бака, выполняемых вблизи его тор-
цов; это позволяет избежать зас-
тойных зон в баке. Все отводящие
линии объединяются в питательный
коллектор, от которого идут подво-
ды к пяти насосам; на напорной
стороне насосов кроме запорного
органа установлен еще и обратный
клапан. Тем самым предотвращает-
ся опорожнение парообразующей
системы в случае сброса давления
в питательном насосе. В нормальной
эксплуатации находятся четыре пи-
тательных насоса на правую и ле-
вую половины реактора; один насос
резервный. Из всасывающего пита-
70
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
тельного коллектора вода подается
я на испаритель, производящий ие-
радиоактивный пар для уплотнения
турбины (см. § 7.4).
Совместное рассмотрение рис. 5.5
и 5.7 подтверждает высокую стои-
мость деаэраторной установки и свя-
занных с ней конструкций. Исполь-
зование бездеаэраторпой схемы
(см. рис. 5.1, б) позволило бы по-
лучить существенный экономичес-
кий эффект.
При наличии резервных насосов
вся питательная установка снабжа-
ется системой автоматического за-
пуска — при выключении одного из
работающих насосов и связанного
с этим снижения давления в напор-
ной магистрали автоматически за-
пускается резервный насос.
Для блоков ВВЭР-1000 резер-
вирование питательных насосов не
предусмотрено. При выходе из
строя одного из двух установленных
насосов соответственно снижается
мощность блока. Отсутствие резер-
вирования объясняется выбором
для этих насосов турбоиривода.
Выбор типа привода для питатель-
ных насосов — электропривод или
турбопривод с установкой специ-
альной приводной турбины — имеет
большое значение. Электропривод
питательных насосов наиболее рас-
пространен благодаря своей просто-
те, быстроте включения и высокому
КПД. Для электропривода исполь-
зуют асинхронные электродвигате-
ли. По условиям конструирования
таких двигателей верхний предел
их единичной мощности ограничива-
ется. Синхронные электродвигатели
не ставят таких ограничений, но
они менее удобны при пуске и в эк-
сплуатации. Поэтому, когда мощ-
ность питательной установки вели-
ка, целесообразно использовать спе-
циальную приводную турбину, тем
более что при этом КПД станции
повышается.
В связи с общим направлением
развития теплоэнергетики — повы-
шением единичной мощности паро-
образующей установки и ее пита-
тельных насосов — турбопривод ста-
новится основным. Так, для АЭС
на 1000 МВт и более мощность пи-
тательной установки достигает
(в зависимости от параметров и ти-
па реактора) 20 — 25 МВт. Для
атомных станций турбопривод име-
ет еще и то преимущество, что в
случае аварийного обесточивания
питание реактора может продол-
жаться до полного его расхолажи-
вания за счет снабжения привод-
ной турбины редуцированным па-
ром. Положительными качествами
турбопривода являются также эко-
номичное регулирование произво-
дительности насосов изменением
числа оборотов, непосредственный
привод насоса без редуктора и не-
ограниченная единичная мощность.
При установке для мощных бло-
ков двух рабочих питательных на-
сосов по 10—12,5 МВт каждый при-
водная турбина должна быть мно-
гоступенчатой. Такие турбины тре-
П арогенераторы
Рис. 5.8. Схема подключения питательных
насосов АЭС с ВВЭР-1000 с турбоприво-
дом:
1 — питательный насос;
2 — приводная паровая турбина;
3 — деаэратор
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
71
буют прогрева перед пуском и не
могут поэтому использоваться как
резервные. Оба питательных насоса
работают на общий питательный
коллектор (рис. 5.8).
Для мощностей, при которых
возможно выполнение как турбо-
так и электропривода, решение
должно быть принято на основе
технико-экономического расчета.
При этом необходимо иметь в виду,
что чем больше мощность питатель-
ной установки, тем выше КПД тур-
бопривода, который при определен-
ной мощности становится равным
полному* КПД электропривода и
превышает его при дальнейшем уве-
личении мощности. Между тем для
крупных АЭС мощность питатель-
ной установки становится столь
большой, что ее экономичность мо-
жет уже заметно влиять на общий
КПД станции.
Для атомных электростанций с
ВВЭР-1000 предусмотрен турбопри-
вод с конденсационной приводной
турбиной с собственным конденса-
тором п подачей конденсата из не-
го в основной конденсатор. Турбина
питается паром, отбираемым после
промежуточного пароперегревателя
основной турбины (260°С,
1,44 МПа), но предусмотрена так-
же подача редуцированного свеже-
го пара через коллектор пара соб-
ственных нужд. Кроме того, уста-
навливают еще два пусковых пита-
тельных насоса с подачей по
150 м3/ч, выполняемых с электро-
приводом.
Для одноконтурных АЭС турбо-
привод пока не применялся, не-
смотря па мощность питательной
установки не мсныпую, чем для
* С учетом пе только потерь в самом
электроприводе, но и КПД станции.
ВВЭР-1000. Одна из причин — не-
обходимость биологической защиты
водяной емкости конденсатора при-
водной турбины. В связи с этим
рассматривается вопрос об исполь-
зовании пара после приводной тур-
бины в системе регенерации, т. с.
без установки отдельного конденса-
тора.
Переход от реактора РБМК-1000
к реактору РБМК-1500 (см. § 6.1)
побудил вновь рассмотреть и ре-
шить положительно вопрос об ис-
пользовании турбопривода. Для
АЭС с РБМК-1500 предполагается
установить два центробежных насо-
са на полную подачу с турбоприво-
дом, расположенным за биологичес-
кой защитой. Кроме того, предус-
мотрены два резервных питатель-
ных насоса с электроприводом с
суммарной подачей на 60% от пол-
ной.
Подача питательной установки в
эксплуатации должна изменяться в
соответствии с нагрузкой обслужи-
ваемого сю блока. Так как регули-
рование подачи питательных насо-
сов методом дросселирования свя-
зано с энергетическими потерями,
при турбоприводе предпочтение
должно быть отдано регулированию
частоты вращения за счет измене-
ния частоты вращения приводной
турбины; при электроприводе пос-
ледовательно выключают из рабо-
ты по одному из параллельно вклю-
ченных насосов. По новым прави-
лам Госгортехнадзора при электро-
приводе допускается, как и при
турбоприводе, отказ от установки
резервного питательного насоса, а
при установке двух турбин их деа-
эраторно-питательные системы не
объединяют.
Для обеспечения питания паро-
генераторов АЭС с ВВЭР в услови-
72
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
ях полного обесточивания преду-
смотрена система аварийного пита-
ния. Для ВВЭР-1000 она состоит из
трех баков обессоленной воды вмес-
тимостью по 1000 м3, расположенных
вне главного здания (но с утепле-
нием), и трех аварийных электрона-
сосов с подачей по 150 м3/ч, подсое-
диненных к системе надежного
электропитания. Насосы забирают
воду каждый из своего бака. Два
из них могут подавать воду каж-
дый на «свои» два парогенератора.
Третий насос со своим баком, по су-
ществу, резервирует первые два и
может подавать воду в любой из
парогенераторов. Для приема воды
от аварийных насосов на парогене-
раторах предусмотрены специаль-
ные штуцера. Забор воды из баков
возможен только аварийными насо-
сами, поэтому эти баки всегда за-
полнены, а после аварийного израс-
ходования заполняются вновь. Ана-
логичное решение применимо и для
аварийного питания па одноконтур-
ных АЭС.
56. ПАРОГЕНЕРАТОРНАЯ УСТАНОВКА
АЭС С ВВЭР
Парогенераторная установка —-
обязательный элемент любой двух-
контурной АЭС, разделяющий пер-
вый и второй контуры и принадле-
жащий в равной мере как тому, так
Рис. 5.9. Теплотехнические схемы парогенераторных установок двухконтурных АЭС с ВВЭР
а — с пароперегревателем и во-
дяным экономайзером;
б — без водяного экономайзера
с пароперегревателем;
в — без перегрева пара и без
водяного экономайзера;
г — без перегрева пара с водя-
ным экономайзером;
1 — реактор;
2 — главный циркуляционный
насос;
3 — испаритель;
4 — водяной экономайзер;
5 — пароперегреватель
Рис. 5.10. /.(^-диаграммы для теплотехнических схем парогенераторных установок двухкон-
турных АЭС с ВВЭР по рис. 5.9
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
73
и другому. В условиях выбранных
параметров теплоносителя па выхо-
де из реактора параметры пара, вы-
даваемого на турбину, и теплотех-
ническая схема парогенераторной
установки могут быть различными,
как это видно из схем рис. 5.9. На
рис. 5.10 для этих схем представле-
ны /^-диаграммы применительно к
давлению в парогенераторе 6,4 МПа.
В настоящее время используется
наиболее простая схема (рис. 5.9,в).
Питательная вода, поступающая в
парогенератор, смешивается с во-
дой, находящейся внутри корпуса,
и нагревается до температуры насы-
щения в основном за счет конден-
сации некоторого количества пара.
Поэтому с достаточным приближе-
нием можно считать, что температу-
ра рабочего тела в парогенераторе
неизменна и равна температуре на-
сыщения. В парогенераторе, гене-
рирующем сухой насыщенный пар,
температурный напор на входе теп-
лоносителя всегда выше, чем на
выходе, па величину охлаждения
теплоносителя.
Парогенераторная установка мо-
жет быть с выделенным водяным
экономайзером (рис. 5.9, а, а), но
может и не иметь его. При наличии
водяного экономайзера минималь-
ный температурный напор несколь-
ко смещается, как это видно из
сопоставления /Q-диаграмм. Однако
соответствующее возможное повы-
шение давления невелико. Выделен-
ный водяной экономайзер позволяет
увеличить температурный напор и,
казалось бы, уменьшить потребную
поверхность нагрева, но в водяном
экономайзере коэффициент теплоот-
дачи всегда меньше, чем для испа-
рительной поверхности нагрева.
Поэтому выигрыш в суммарной
поверхности нагрева парогенератор-
ной установки будет иметь место
только в том случае, если
Д^в.э^в.э>Д^исп^исп, Т. е. если рост
температурного напора будет боль-
ше уменьшения коэффициента теп-
лопередачи: Д^.э/Д/И СП ?>&исп/&в.э-
Кроме того, выделение самостоя-
тельного водяного экономайзера да
же при выигрыше в поверхности
нагрева обычно удорожает установ-
ку: если водяной экономайзер раз-
мещен в отдельном корпусе, то уве-
личиваются габариты установки
(в основном за счет трубопроводов
теплоносителя); если самостоятель-
ная поверхность экономайзера вы-
делена в пределах одного и того
же корпуса парогенсраторной уста-
новки, то усложняется, обычно в
ущерб надежности, расположение
поверхностей нагрева в корпусе.
Поэтому для АЭС с ВВЭР поверх-
ность водяного экономайзера нс
выделяют.
Минимальный температурный
напор ДАшн для схем, приведенных
на рис. 5.9 б, в, имеет большое зна-
чение для выбора давления насы-
щенного пара. Чем больше \/Mi4I,
тем меньше поверхность нагрева
парогенератора и его стоимость, а
следовательно, и стоимость уста-
новленного киловатта. Однако чем
больше ДАпш, тем меньше рабочее
давление пара и тем ниже тепловая
экономичность станции. Обычно
Д/ми1г= 104-15°С, но абсолютное зна-
чение этого напора столь незначи-
тельно, что сравнительно неболь-
шое его изменение, например на
2,5°С, вызывает изменение поверх-
ности нагрева, а следовательно, и
стоимости на 15—20%. Поэтому
соответствующий технико-экономи-
ческий расчет должен быть прове-
ден весьма тщательно, а в какой-то
мере продолжен и в эксплуатации.
74
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
Величина ЛАШн должна отсчиты-
ваться от конечной температуры ох-
лаждения теплоносителя в пароге-
нераторе. Если начальная темпера-
тура теплоносителя определяется
условиями работы реактора (до-
пустимое давление, использование
поверхностного кипения), то конеч-
ная температура теплоносителя тре-
бует технико-экономического рас-
чета, так же как и выбор ЛАпш-
Тепловой баланс парогенератор-
иой установки АЭС с водоводяным
реактором
GTCp ( tT 1Т} = Dw (h0 n),
(5-3)
где GT — расход теплоносителя,
кг/ч; ср — теплоемкость теплоноси-
теля, кДж/(кг-град); t'T, t"T — тем-
пературы теплоносителя на входе
и выходе нз парогенератора, град;
Опг — паропроизводителыюсть, кт/ч;
ho и Лц.в — энтальпия насыщенного
пара и питательной воды, кДж/кг.
Из (5.3) следует, что расход
теплоносителя обратно пропорцио-
нален разности энтальпий (темпе-
ратур) воды при входе и выходе из
реактора, или, что то же, из паро-
генератора:
бт = -Опг — ^П.в) [ср ( А — А ) Т'1н]
(5-4)
Чем больше разность этальпий
теплоносителя, тем меньшим может
быть его расход и, следовательно,
меньше затраты электроэнергии на
собственные нужды. Кроме того,
уменьшение расхода теплоносителя
при сохранении прежней его ско-
рости позволит уменьшить стои-
Таблица 5.1. Развитие теплотехнических характеристик парогенераторов АЭС с ВВЭР для
условий Нововоронежской АЭС
Основные теплотехнические характеристики парогенераторов Первый блок ВВЭР-210 Второй блок ВВЭР-363 Г ретин и четвертый блоки ВВЭР-440 Пятый блок ВВЭР-1000
Число парогенераторов на один реактор 6 « 6 4
Электрическая мощность па один паро- 38 45,5 73,3 250
генератор, МВт
Паропроизводительность парогенератора, ’Г/и 230 325 452 1469
I / Ч Температура теплоносителя па вхо- 273/252 280/252 301/268 322/289
де, выходе парогенератора, С
Перепад температур теплоносителя, С 21 28 33 33
Температура питательной воды, С 189 195 226 225
Давление’/температура насыщенного па- 3,2/236 3.3,238 4,7,259 6,4,278
ра, МПа/'С
Температурный напор (минималь- 16/37 14И2 9/42 11 /44
н ый, .максимальный), С
Средний логарифмический температур- 25,1 z5,5 21,4 23,8
нь;й напор, С
Поверхность нагрева парогенератора, м2 1300 1810 2500 5200
Паросъем с 1 м2 поверхности нагрева, 176,9 179,6 180,8 282,5
кг/(м2-ч)
Коэффициент теплопередачи, 4300 4400 4330 6450
кВт/ (м2 • град)
Удельная плотность теплового потока, 108-103 112- 10:‘ 93- Ю:* 153-103
кВт, м2
1 — сборный паровой коллектор;
2 — лаз;
3 — продувочные и дренажные штуцера;
4 — патрубок подсоединения трубопровода
теплоносителя;
5 — входной коллектор теплоносителя;
6 — воздушник первого контура;
7 — жалюзийный сепаратор;
8 — выходной коллектор теплоносителя;
9 — поверхность теплообмена;
10 — корпус парогенератора
Рис. 5.11. Горизонтальный парогенератор с водным теплоносителем для ВВЭР-210 и ВВЭР-365
76
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
мость трубопроводов и главного
циркуляционного насоса, т. е. стои-
мость установленного киловатта.
Но чем больше разность темпера-
тур теплоносителя, тем меньше, при
той же начальной температуре, бу-
дет конечная температура теплоно-
сителя, а следовательно, и началь-
ные параметры пара, что приведет
к уменьшению тепловой экономич-
7460
Рис. 5.12. Горизонталь-
ный парогенератор с
водным теплоносителем
для ВВЭР-1000:
1 — входной коллектор теп-
лоносителя;
2 — теплообменная поверх-
ность;
3 — коллектор раздачи пи-
тательной воды;
4 — дырчатый погружен-
ный щит;
5 — ввод питательной во-
ды;
6 — жалюзийный сепаратор;
7 — пароотводящие трубы;
8 — паросборный коллек-
тор;
9 — воздушники;
10 — отвод отсепарирован-
ной влаги;
11 — выходной коллектор
теплоносителя
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
77
пости станции. Для водного тепло-
носителя при современном соотно-
шении цен, применяемых конструк-
тивных решениях и конструктивных
материалах перепад температур
теплоносителя в парогенераторе (в
реакторе) составляет около 30°С,
как это видно из табл. 5.1.
Невысокие значения AfMira при-
водят для очень мощных АЭС с
водо-водяными реакторами к столь
большим поверхностям нагрева па-
рогенератора, .что изготовление его
в виде одного агрегата оказывает-
ся невозможным. Невозможно и
создание одного главного циркуля-
ционного насоса (ГЦН) на такую
большую производительность. Но
из табл. 5.1. видна характерная тен-
денция укрупнения парогенерато-
ров, позволяющая уменьшить число
циркуляционных петель реактора,
что снижает стоимость установлен-
ного киловатта мощности. Повыше-
ние параметров теплоносителя, что
также видно из таблицы, позволяет
увеличить давление пара в пароге-
нераторе и повысить экономичность
атомной электростанции.
Поверхность нагрева парогене-
ратора всегда представляет собой
систему змеевиков малого диамет-
ра, внутри которых течет теплоно-
ситель как среда с существенно
большим давлением. Конструктивно
парогенератор может быть выпол-
нен и горизонтальным (рис. 5.11 и
5.12) и вертикальным, как, напри-
мер, на рис. 5.13. В обоих случаях
по стороне второго контура исполь-
зована естественная циркуляция.
Для отечественных атомных
станций с ВВЭР принята горизон-
тальная конструкция парогенера-
тора вплоть до АЭС с ВВЭР-1000,
она технологична в изготовлении и
надежна в эксплуатации. На рис.
5.11 показана конструкция гори-
зонтального парогенератора, осу-
ществленная на первом и втором
Рис. 5.13. Вариант вертикального парогене-
ратора для ВВЭР-1000:
1 — выход пара;
2— люк для обслуживания;
3 — вход питательной воды;
4 — вход теплоносителя;
5 — периодическая продувка;
6 — непрерывная продувка;
7 — сепарационные устройства
78
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
блоках Нововоронежской АЭС. Для
серийных блоков ВВЭР-440, уста-
новленных на третьем и четвертом
блоках НВАЭС и на ряде других
АЭС в СССР и за рубежом, она
была несколько изменена. В част-
ности, входной и выходной коллек-
торы теплоносителя для парогене-
раторов АЭС с ВВЭР-440 выпол-
няются по типу, показанному на
рис. 5.12. Это обеспечивает более
высокую ремонтоспособность, по
для надежной эксплуатации тре-
бует тщательного контроля пред-
отвращения перетечек из первого
контура во второй в верхней части
коллекторов теплоносителя.
На рис. 5.12 представлен гори
зентальный парогенератор для АЭС
с ВВЭР-1000. По сравнению с паро-
генератором для ВВЭР-440 в кон-
струкции парогенератора для ВВЭР-
1000 приняты меры для существен-
ной интенсификации теплообмена:
меньше диаметр трубок, больше
скорости теплоносителя, выше тем-
пература парообразования (табл.
5.2). Это позволило более чем в
1,5 раза увеличить коэффициент
теплопередачи (см. табл. 5.1) и при
той же величине температурного на-
пора существенно повысить удель-
ную плотность теплового потока.
Поэтому габариты корпуса пароге-
нератора увеличились незначитель-
но (табл. 5.2), несмотря на суще-
Таблица 5.2. Конструктивные характеристики парогераторов блоков с ВВЭР Нововоро-
нежской АЭС
Основные конструктивные характеристики Первый блок ВВЭР-210 Второй блок ВВЭР-365 Третий и четвертый блоки ВВЭР-440 Пятый блок ВВЭР-1000
Внутренний диаметр корпуса, мм ЗОЮ ЗОЮ 3210 4000
Длина корпуса, мм 11570 11570 11950 15000
Давление теплоносителя, МПа 10,0 10,5 12,5 16,0
Внутренний диаметр коллектора тепло- 750 750 800 850
носителя, мм Толщина стенок коллектора тепло носи- 75 75 130 160
теля, мм Число/диаметр трубок, шт/мм 2074/21 3664/16 5146/16 15648/12
Средняя длина трубок, мм 9500 10100 8700 8900
Скорость теплоносителя в трубках, м/с 2,94 3,36 2,70 4,89
Максимальная высота трубного пучка, 1600 1600 1900 2200
мм Масса парогенератора без воды, т 104,2 112 145 265
То же, на 1 т пара 0,45 0,344 0,32 0,18
ствепное повышение мощности (см.
табл. 5.1). Уменьшилась масса па-
рогенератора, отнесенная к его па-
ропроизводительности, несмотря на
повышение давления как в первом,
так и во втором контурах.
Для повышения надежности ра-
боты впускных органов турбины
целесообразно введение некоторого,
хотя бы незначительного начально-
го перегрева пара (см. рис. 5.10,6).
Осуществление перегрева возмож-
но и в юризонталыюй конструкции,
но для размещения пароперегрева-
теля в паровом пространстве паро-
генератора и тем более при одно-
Глава 5. Деаэра горно-питательная и парогенераторная установки
79
временном увеличении единичной
мощности более подходит верти-
кальный вариант конструкции. При
этом не следует конструировать вер-
тикальные парогенераторы с ниж-
ней трубной доской, так как вывод
продувочной воды неизбежно про-
изводится выше трубной доски.
В результате на трубной доске
скапливается железоокпсный шлам
с возможностью глубокого упари-
вания воды парогенератора в этой
области. Это приводит к резко по-
вышенным концентрациям приме-
сей, в том числе хлоридов и щело-
чей, и к разрушению по этой при-
чине трубок у мест вальцовок, что
подтверждает опыт эксплуатации
парогенераторов фирмы «Вестин-
гауз» (США). Попытки исправить
положение за счет подачи пита-
тельной воды в область трубных
досок для смыва шлама с них не
решили вопроса, так как в местах
заделки трубок возникли дополни-
тельные переменные температурные
напряжения.
В сравнении с вертикальным го-
ризонтальный парогенератор имеет
большую площадь зеркала испаре-
ния и существенно меньшие ско-
рости пара на выходе в паровой
объем. Однако высота парового
объема у него ограничена, так как
определяется диаметром корпуса, а
он ограничен железнодорожными
габаритами. Кроме того, по мере
подъема пара сечения для прохода
пара непрерывно уменьшаются, ско-
рости возрастают и условия для
его осушки ухудшаются. Из-за
ограниченности диаметра корпуса
в его паровом пространстве практи-
чески возможно разместить только
простейшие и потому не очень эф-
фективные сепарационные устройст-
ва. В результате поверхность нагре-
ва пароперегревателя увеличивает-
ся, так как часть ее будет расходо-
ваться на досушку пара. Для по-
верхности теплообмена пароперег-
ревателя нельзя применять аусте-
нитную нержавеющую сталь по сле-
дующим причинам: при средних
давлениях в зоне досушки пара бу-
дет происходить повышение кон-
центраций хлоридов до весьма вы-
соких значений при любой мини-
мальной концентрации их в пита-
тельной воде парогенератора. Из-
вестно, что аустенитные нержавею-
щие стали склонны к коррозии под
напряжением, усугубляемой нали-
чием хлоридов. Поэтому для паро-
перегревателя рекомендуется мар-
тенситно-ферритная сталь марки
0Х14МФ, которая не склонна к
коррозии под напряжением. В от-
ношении общей коррозии она мало
уступает аустенитной нержавеющей
стали и в 2,3 раза дешевле ее. Воз-
можно применение этой стали и для
ПНД взамен аустенитной нержа-
веющей.
В вертикальном парогенераторе
скорости по мере подъема пара
остаются неизменными, высота па-
рового объема может быть значи-
тельно увеличена, размещение вы-
сокоэффективных сепарационных
устройств облегчено. Важна воз-
можность развития также и водя-
ного объема, в котором размещает-
ся поверхность нагрева, определяю-
щая мощность парогенератора.
Вариант вертикального пароге-
нератора для ВВЭР-1000 на те же
параметры и на ту же мощность,
что и горизонтальный (насыщен-
ный пар, 1469 т/ч), представлен на
рис. 5.13. Предельная мощность
такого парогенератора определя-
ется числом петель, которое жела-
тельно ограничить двумя. Это свя-
80
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
зано с отказом в настоящее время
от запорных задвижек на петлях
(см. §9.2).
Мощность горизонтального паро-
генератора, равная 250 Л4Вт для
ВВЭР-1000, по условиям железно-
дорожных габаритов является пре-
дельной. Следует, однако, иметь в
виду, что поверхности теплообмена
парогенераторов АЭС с ВВЭР
проектируются с запасом 20—25%
из-за ухудшения коэффициента теп-
лопередачи при наличии отложе-
ний. Применение комплексонной об-
работки питательной воды при
обеспечении полного отсутствия
отложений (см. § 5.8) позволяет
соответственно на 20—25% повы-
сить предельную мощность пароге-
нератора и соответственно приме-
нить три петли вместо четырех.
5.7. ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЕ
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ
ПАРОГЕНЕРАТОРНОЙ УСТАНОВКИ
АЭС С ВВЭР
Вопросы гидродинамического
упорядочения процессов в пароге-
нераторе имеют большое значение
для работы блока. Из t, Q-диаграм-
мы (см. рис. 5.10) видно, что пере-
пад температур между теплоноси-
телем и кипящей водой по длине
змеевиков парогенератора не оди-
наков в связи с изменением темпе-
ратуры теплоносителя при постоян-
ной температуре кипящей воды.
Если бы питательная вода подава-
лась в водяной объем равномерно
по отношению ко всем участкам
змеевиков, то в области входного
коллектора теплоносителя произ-
водилось бы пара больше, чем в
области выходного коллектора (в
соотношении максимального и ми-
нимального температурных напо-
ров). Так, для современной тепло-
технической схемы парогенератора
(см. рис. 5.10, в) в соответствии с
табл. 5.1 это составило бы для па-
рогенераторов АЭС с ВВЭР-
440 ДАюкс/А/'мин — 42/9-4,66 раза.
В результате действительный уро-
вень пароводяной смеси в области
входного коллектора теплоносителя
был бы существенно выше, чем в
области выходного коллектора. Это
вызвало бы большую неравномер-
ность во влагосодсржании пара, вы-
даваемого парогенератором, и по-
вышенные его значения, вплоть до
возможных забросов влаги в паро-
проводы и в турбину. Для предо-
твращения этого явления питатель-
ная вода подается только в область
входного коллектора теплоносите-
ля, как это хорошо видно на
рис. 5.11 в плане. При этом боль-
шое количество теплоты затрачи-
вается в этой области на подогрев
всей питательной воды до темпе-
ратуры насыщения. В результате на
этом участке количество пара, вы-
ходящего с зеркала испарения, су-
щественно сокращается, набухание
уровня и влажность пара уменьша-
ются.
Рис. 5.14. Изменения давлений р и расхо-
дов пара D вдоль по паросборному коллек-
тору /кол горизонтального парогенератора
АЭС с ВВЭР
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
81
Опыт эксплуатации и теорети-
ческое рассмотрение вопроса за-
ставляют обращать внимание не
только на способы подвода пита-
тельной воды, но и на способы от-
вода пара из парогенератора к
турбине. На рис. 5.14 отвод пара
осуществлен по рис. 5.11. В связи с
односторонним торцовым отводом
пара от объединенного парового
коллектора вдол-ь по нему нарас-
тает скоростной напор, а статичес-
кое давление падает. Наибольшее
статическое давление получается
в торце коллектора, противопо-
ложном отводу пара в паропровод.
Соответственно перепад давлений
между паровым объемом парогене-
ратора и паровым коллектором,
расходуемый на преодоление сопро-
тивлений пароотводящих труб в
этом торце коллектора, наимень-
ший. В результате даже при рав-
номерной тепловой нагрузке по
отдельным частям парогенератора
проход пара через паровое прост-
ранство в коллектор неравномерен.
Наименьшее количество пара про-
ходит в коллектор у его глухого
торца, наибольшее — в противопо-
ложной части коллектора, как это
показано на рисунке. Это вызывает
неравномерное набухание уровня и
повышает влажность пара. Наи-
большее количество пара выходит
с зеркала испарения в паровой
объем в области отвода пара из
коллектора, что повышает влаж-
ность этого пара, а следовательно,
и общую влажность пара.
Система с несколькими проме-
жуточными короткими коллектора-
ми исправила бы положение и в
тем большей степени, чем больше
число коллекторов, но она сложна..
Поэтому целесообразно сохранение
схемы по рис. 5.11, ио необходимо
ввести дифференцированное дроссе-
лирование отводящих труб, причем
наибольшее дросселирование для
отводов ближайших к общему па-
ропроводу.
Для вертикального парогенера-
тора насыщенного пара (например
по рис. 5 13) имеется один цент-
ральный отвод, а главное — значи-
тельная высота парового объема
позволяет расположить в нем
устройства уравнительного дроссе-
лирования, создающие практичес-
ки равные сопротивления потокам
пара по сечению парогенератора и
тем самым предотвращающие не-
равномерное набухание пароводя-
ного объема.
Несмотря на важность поддер-
жания допустимого значения дей-
ствительного уровня пароводяной
смеси в парогенераторе, не сущест-
вует пока не только методов и спо-
собов его регулирования, но даже
и его измерения по всей длине кор-
пуса парогенератора. Имеющиеся в
двух точках по длине корпуса ука-
затели уровня не дают действитель-
ного его положения даже в этих
точках. Существующие методы конт-
роля уровня позволяют судить
только о массовом уровне hM. Он
может совпадать с действительным
уровнем Лд только в частном слу-
чае, когда действительный уровень
Рис. 5.15. Соотношение массового и дейст-
вительного уровней в парогенераторе в
зависимости от места присоединения ниж-
ней отводящей трубки указателя уровня:
а — вблизи действительного уровня;
б — существенно ниже действительного уровня
4—500
82
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
совпадает с уровнем подсоедине-
ния нижней отводящей трубки к
указателю уровня, верхняя трубка
которого может подсоединяться на
любой высоте парового объема, но
обязательно ниже сепарационного
устройства и выше действительного
уровня. Чем ниже по отношению к
действительному уровню располо-
жен нижний отвод указателя уров-
ня, тем большим будет различие
между действительным и массовым
уровнями, что видно, например из
рис. 5.15, где (Лд—/гм) i< (^д—^м)г.
Для парогенераторов типа, изобра-
женного на рис. 5.11, подсоедине-
ние нижней отводящей трубки сле-
дует делать примерно на уровне
теплообменной поверхности, если
нет погруженного дырчатого щита,
и на уровне, несколько превышаю-
щем дырчатый погруженный щит,
если он установлен. В противном
случае сопротивление дырчатого
щита исказит показания даже мас-
сового уровня. Важно также за-
щищать место отводящей трубки от
возможного динамического воздей-
ствия струй пароводяной смеси,
применяя успокоительные козырьки.
5.8. ВОДНЫЙ РЕЖИМ
ПАРОГЕНЕРАТОРА
Стремление создать более ком-
пактные парогенераторы приводит
к большому затеснению их корпу-
сов, затрудняющему вывод шлама
с продувочной водой, что может
способствовать образованию отло-
жений на змеевиках парогенерато-
ров. Эти отложения безопасны с
точки зрения температуры металла,
так как температура металла мо-
жет достичь только температуры
теплоносителя, но они приводят к
снижению паропроизводителыюсти
и мощности установки, поэтому
шламовый режим для парогенера-
тора в отличие от реактора в общем
допустим, но нежелателен. Шлам
в воде парогенератора может по-
явиться. во-первых, при подаче
фосфатов в воду для перевода
кальциевых соединений в шламо-
вую форму, т. е. при применении
коррекционного фосфатного режи-
ма; во-вторых, из-за поступления в
парогенератор оксидов конструк-
ционных материалов всего парово-
дяного цикла.
Назначение фосфатного режи-
ма—-замена кальциевого накипе-
образования шламообразованием.
Но так как шламовый режим не-
желателен, то в парогенераторах
фосфатный режим не допускается,
а для предотвращения образования
накипи содержание кальциевых сое-
динений в воде поддерживается в
пределах их истинной растворимос-
ти. Это находит свое отражение в
нормировании жесткости воды па-
рогенератора.
Поверхность нагрева парогене-
ратора с внутренней стороны омы-
вается водой первого контура.
Предотвращение отложений в ак-
тивной зоне требует высокой чис-
тоты реакторной воды, что обеспе-
чивается за счет использования для
трубок парогенератора конструк-
ционных материалов с высокой об
щей коррозионной стйкостыо, нап-
ример аустенитных нержавеющих
сталей. Однако эти стали склонны к
коррозии под напряжением, усугуб-
ляемой в присутствии хлоридов.
В реакторной воде, т. е. в воде
первого контура, концентрация хло-
ридов может быть ничтожной, но в
воде парогенератора вследствие па-
рообразования опа может достичь
значений, опасных для этих сталей.
При этом возникают повреждения
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
83
трубок, особенно в напряженных
местах, например в местах сопря-
жений с коллекторами. В результа-
те теплоноситель перетечет во вто-
рой контур и в его воде появится
радиоактивность, осложняющая
эксплуатацию Для предотвращения
этого явления возможны два пути:
замена аустенитных нержавеющих
сталей другими материалами, не
склонными к коррозии под напря-
жением в присутствии хлоридов, или
отказ от нижней трубной доски и
строгое нормирование содержания
хлоридтиона в воде парогенератора.
В зарубежной практике применение
находит первый путь — для трубок
парогенераторов используют сплавы
типа ипконнеля (20% Cr, 45%Ni,
35%Fe). Однако разрушения паро-
генераторных трубок продолжаются.
Б слое шлама, образующемся на
нижней трубной доске, происходит
концентрирование пе только хлори-
дов, но и щелочей, вызывая щелоч-
ную коррозию этих сплавов в тех
же местах. Вероятно, только тита-
новым сплавом были бы безопасны
высокие концентрации и хлоридов, и
щелочей.
Отечественная практика исполь-
зует другой путь. Для поддержания
допустимой концентрации хлоридов
в воде парогенератора применяется
100%-ная кондепсатоочистка 8 (рис.
5.16) и очистка продувочной воды
парогенератора па байпасной уста-
новке, которая состоит из последо-
вательно включенных регенератив-
ного теплообменника 75, доохлади-
теля 14, механического фильтра 13
и ионообменного фильтра 12. Как
видно из рисунка, продувочная вода
парогенератора после очистки пол-
ностью возвращается в парогенера-
тор. Очистную установку рассчиты-
вают прежде всего по концептра-
4*
циям хлоридов. Однако регенера-
ция анионита по проскоку хлоридов
может привести к накоплению в во-
де парогенератора кремниевой кис-
лоты и отложению ее на трубках
парогенератора и в начальных участ-
ках промежуточного пароперегрева-
теля турбины, поэтому концентра-
ция кремниевой кислоты в воде па-
рогенератора также подлежит нор-
мированию. При наличии промежу-
точного пароперегревателя норми-
руемая концентрация кремниевой
кислоты в воде парогенератора оп-
ределена расчетно-теоретически ис-
ходя из растворимости кремниевой
Рис. 5.16. Расчетная схема для баланса
расходов и примесей во втором контуре
АЭС с ВВЭР:
1 — парогенератор;
2 — ЦСД турбины;
3 — междуцилиндровый сепаратор;
4 — промежуточный пароперегреватель;
5 — ЦНД турбины;
6 — конденсатор;
7 — конденсатный насос;
8 — кондепсатоочистка;
9 — деаэратор;
10 — питательный насос;
11—насос возврата очищенной боды парогенера-
тора;
12 — ионообменный фильтр;
13 — механический фильтр;
14 — доохладитель продувки;
15 — регенеративный теплообменник
84
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
кислоты в насыщенном парс при
давлении промежуточного паропе-
регревателя и коэффициенте выно-
са из воды парогенератора в преде-
лах 0,1—0,5%. Таким образом, ос-
новными нормируемыми, рассчиты-
ваемыми и контролируемыми пока-
зателями для воды парогенератора
являются жесткость, хлориды и
кремниевая кислота, что и нашло
свое отражение в нормах, приведен-
ных в табл. 5.3. Эти нормы относят-
Таблица 5.3. Нормы бескоррекционного водного режима парогенераторов АЭС с ВВЭР
Нормируемые показатели и размерности Питательная вода Вода парогенератора в установившемся режиме
Растворенный кислород, мкг/кг 15 Отсутствует
Хлориды, мг/кг 0,02* 1,0
Жестк ость, мкг- экв /кг 0,5 100
Кремниевая кислота в пересчете па SiO3, мг/кг Оксиды железа в пересчете па Fe, мкг/кг 0,05 5,0
25 —
Оксиды меди в пересчете на Си, мкг/кг 15 —
* Концентрация хлоридов в питательной воде отвечала минимально определяемой в период составления
норм. В настоящее время она может приниматься 2—4 мкг/кг.
ся к парогенераторам с естествен-
ной циркуляцией при выполнении
поверхности теплообмена из аусте-
нитных нержавеющих сталей и
очистке воды на ионообменных
фильтрах с возвратом се в цикл.
Если парогенератор предполагается
прямоточным, то нормы, указанные
в таблице, непригодны, так же как
и изготовление трубок парогенера-
тора из аустенитных нержавеющих
сталей. Если для парогенератора с
циркуляцией используют инконнель
и подобные ему сплавы или стали,
не склонные к коррозии под напря-
жением (см. выше), то отпадает
необходимость нормирования хлори-
дов. В остальном нормы для воды
парогенератора могут быть сохра-
нены такими же, как показано в
табл. 5.3.
Применение бескоррекционного
режима, т. е. отказ от фосфатиро-
вания, снимает вопрос о выводе с
продувкой фосфатного шлама. Одна-
ко в воде парогенератора, безуслов-
но, находится железоокиспый шлам,
вывод которого с продувочной во-
дой из современных конструкций
парогенераторов затруднителен. В
результате шлам может накапли-
ваться, вызывая подшламовую кор-
розию, и периодически смываться с
последующим осаждением на по-
верхности нагрева. Чтобы в воде па-
рогенератора не было шлама, необ-
ходимо нахождение всех примесей
в истинно растворенном состоянии.
В соответствии с нормами техноло-
гического проектирования это мо-
жет быть достигнуто за счет коррек-
ции водного режима дозировкой
комплексонов в питательную воду
перед ее входом в парогенератор.
Комплексоны, в частности трилон Б
(двузамещенная соль этилендиамин-
тетрауксусной кислоты), образуют
со всеми катионами высокораство-
римые соединения и исключают
шламообразование. Рассчитывают
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
85
необходимое количество комплексо-
нов (мкг/кг) по формуле
186S>K + 0.7SFe + 0.6SCu,
где (мкг-экв/кг), Sre (мкг/кг) и
Squ (мкг/кг) — соответственно жест-
кость и концентрации оксидов желе-
за (в пересчете на Fe) и меди (в
пересчете на Си) в питательной во-
де парогенератора.
Нормирование водного режима
парогенератора и его контроль бы-
ли бы достаточны только по отно-
шению к воде парогенератора, как
обладающей наибольшими концент-
рациями в составе второго контура
АЭС. Однако нормирование и конт-
роль -предусмотрены также и для
питательной воды. Жесткость и со-
держание хлоридов и кремниевой
кислоты в питательной воде могут
увеличиться в связи с присосом
охлаждающей воды в конденсаторе,
если, как это делалось в начале
эксплуатации АЭС с ВВЭР, конден-
сатоочистка не установлена. Конт-
роль показателей (см. табл. 5.3) в
питательной воде может оператив-
нее, чем контроль воды парогенера-
тора, обнаружить наличие присосов.
Как видно из табл. 5.3, оксиды же-
леза нормируются только в пита-
тельной воде, - так как в воде паро-
генератора, если не применена
комплексонная обработка, оксиды
железа будут присутствовать в ви-
де шлама, что затрудняет как от-
бор представительной пробы, так
и нормирование.
Весьма высокие требования к
водному режиму парогенераторов
АЭС с ВВЭР по жесткости и кон-
центрациям хлоридов и кремниевой
кислоты могут быть обеспечены
только при подготовке добавочной
воды, восполняющей утечки в сис-
теме второго контура, по методу ее
обессоливания и обескремнивания.
Из рис. 5.16 видно, что вода пода-
ется в паровой объем конденсатора.
Количество добавочной воды опре-
деляется на основе сведения мате-
риального баланса. Во втором кон-
туре двухконтурных АЭС, несмотря
на замкнутый цикл, существуют все
же небольшие потери рабочего тела
(конденсата), а следовательно, и
необходимость их восполнения.
К числу этих внутренних потерь от-
носят утечки пара и конденсата
через различные неплотности, а так-
же отборы проб для анализа. В не-
которых случаях могут иметь место
и внешние потери, обусловленные
тем, что потребитель отборного па-
ра не полностью возвращает кон-
денсат. Однако для АЭС это нс ха-
рактерно, так как снабжение паром
промышленных предприятий осу-
ществляется пока от ТЭЦ па орга-
ническом топливе. Баланс пара,
конденсата и добавочной воды для
второго контура двухконтурной
АЭС удобно вычислять в долях а
от расхода пара на турбоустановку
Do (рис. 5.16).
Потери рабочего тела из второго
контура АЭС в основном имеют мес-
то в элементах, находящихся под
наибольшим давлением пара, поэ-
тому все утечки условно относят к
свежему пару, хотя фактически име-
ются потери и в области низких
давлений. К числу последних отно-
сятся, например, потери рабочего
тела с влагой в газовоздушпой сме-
си, выбрасываемой эжекторами кон-
денсатора и уплотнений турбины.
Эти потери определяют при деталь-
ном расчете турбоустановки. При
составлении материального баланса
установки в целом их отдельно не
учитывают, а включают в общестан-
ционные утечки. Значения этих по-
86
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
терь обычно составляют 0,3—0,5%.
ют расхода пара на турбину и за-
висят от параметров пара, состоя-
ния оборудования и условий эк-
сплуатации.
Дренажи оборудования и паро-
проводов, как постоянные (напри-
мер, из уплотнений насосов), так и
периодические (большинство из ко-
торых характерны для пусковых ре-
жимов), собирают в дренажный бак
и систематически возвращают в
цикл.
Составим материальный баланс
второго контура. Безвозвратные по-
тери пара и конденсата для второ-
го контура должны быть восполне-
ны добавочной водой, расход кото-
рой Дд.в является приходной стать-
ей баланса. При сведении
материального баланса в тепловой
схеме не учитывается присос охлаж-
дающей воды в конденсаторе, так
как при нормальной эксплуатации
он очень мал: д = 0,004 ж 0,02 %. от
расхода пара через турбину. В ма-
териальном балансе нс участвует и
расход воды парогенератора, нап-
равляемой на очистку, так как кон-
тур очистки замкнут (рис. 5.16).
С учетом сказанного материаль-
ный баланс в системе второго кон-
тура АЭС
<5-5>
или в долях от расхода пара па
турбину Do
ад.в = аут, (5.5 а)
ГДе Пд.в — ^д.в/ВБ; ССут—-^ут/^0-
Кроме того, внутри системы
можно отдельно составить матери-
альный баланс для ее элементов с
учетом отборов от турбины. Расход
отборного пара D{ на какой-либо
подогреватель в долях от общего
расхода на турбину DQ обычно
обозначают
at — DilDq-
(5-6)
На рис. 5.16 расход отборного
пара па ПНД и ПВД дан суммар-
ный, так как материальный баланс
по отдельным подогревателям необ-
ходим только при расчете всей теп-
ловой схемы, в частности при расче-
те регенеративного подогрева (см.
Приложение 1).
Аналогично подсчитывают рас-
ход турбинного сепарата:
7 с = б)с,!Do, (5-7)
конденсата греющего пара проме-
жуточного пароперегревателя:
апп — 7)Г1п /77О; (5-8)
пара в конденсатор:
ак = 7?к/Dq — 1 i-c'i • (5-9)
Кроме того, из рис. 5.16 следует,
что паропроизводителыюсть паро-
генератора
Dnr — Do DyT + Опп Или
апг — 1 4" аут 4" кпп- (5- Ю)
В тех случаях, когда имеются
дополнительные потребители пара
£>доп, например паровой привод пи-
тательного насоса, паропроизводи-
тельность парогенератора
ОцГ = О0 4~ + Рпп 4" Ддоп-
Расход питательной воды Рп.в
должен быть равен паропроизводи-
телыюсти парогенератора £)пг:
П-В
— япг
(5.11)
Из рис. 5.16 видно, что для све-
дения материального баланса вто-
рого контура АЭС, т. е. для выбора
производительности системы водо-
подготовки, надо оценить только
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
87
расход на утечки [см. (5.5 а)]. Кро-
ме материального баланса в сис-
теме второго контура нужно соста-
вить баланс примесей, являющийся
основой для определения качества
питательной воды и расчета расхо-
да воды, направляемой па очистку,
который обычно, так же как и при-
сос охлаждающей воды в конденса-
торе q, рассчитывают в процентах
от расхода пара иа турбину:
(dnp/D0) 100. (5.12)
Составим баланс естественных
примесей первоначально для случая
отсутствия конденсатоочистки. При
этом присос охлаждающей воды в
конденсаторе — основной источник
поступления естественных примесей
в цикл.
Если концентрации естественных
примесей для охлаждающей воды
конденсатора S0X.R, для добавочной
воды 5д.в, для пара Sn, для воды
парогенератора после очистки 5пг.оч
и до очистки Snr, то баланс есте-
ственных примесей для второго кон-
тура (мг/кг)
?Sox.E + I00Vb Sb.b + <100 + 1007пп) Sn+
+ ^5пг.оч = <100 + 100«пп) SD +
+ 100ayTSn + pSnr. (5.13)
Исключая из обеих частей (5.13)
одинаковые члены (100+ 100ann)Sn
и практически одинаковые члены
100адв5д.в и 100<ZyTSn, получим рас-
ход воды на очистку в процентах от
расхода на турбину:
^Sox.B/(Snr-Snr.o4) <5-14)
или
Р = ^ох.в/5пг, (5.14а)
так как для естественных примесей
можно пренебречь величиной 5пг.оч.
Из (5.14) видно, что расход во-
ды парогенератора на очистку бу-
дет наименьшим, если для Snr ис-
пользовать нормируемые, а не мень-
шие значения.
Если имеется конденсатоочистка,
рассчитанная на пропуск всего рас-
хода конденсата, а 5к.оч—концент-
рация рассчитываемой примеси пос-
ле конденсатоочистки, то вместо
(5.14) должно быть написано
₽=1005«.оч/(5пг-5Пг.о,) (515>
или
P=100SK.o4/Snr- (5.15а)
Чистоту питательной воды опре-
деляют из уравнения баланса при-
месей для деаэратора, которое .при
отсутствии конденсатоочистки будет
(100 + 100аут + ЮОзпп) Sn в =
- (100 + Ю0«пп) Sn + юоа Б+ ?sox в.
(5.16)
Учитывая высокую чистоту пара
и добавочной воды, аналогично
сказанному выше получим для чис-
тоты питательной воды
Sn в = в/<100 + 1ООЯУТ + 100апп)-
(5.16а)
При расчетах качества питатель-
ной воды необходимо обращать
внимание па размерности, в кото-
рых указаны концентрации отдель-
ных примесей. Особенно это отно-
сится к жесткости отдельных пото-
ков. Так, жесткость всех потоков
внутри схемы (рис. 5.16) исполь-
зуется в микрограмм-эквивалентах
на килограмм, в то время как в ох-
лаждающей воде конденсаторов
жесткость дается в миллиграмм-эк-
вивалентах на килограмм, т. е. раз-
мерности отличаются в 103 раз.
88
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
При наличии конденсатоочистки
чистоI а питательной воды
S =5 (5.17)
п-в к-оч- V '
Для продуктов коррозии вторых
контуров двухкоптуриых АЭС опре-
деляют концентрации оксидов же-
леза и меди в питательной воде пе-
ред парогенератором, т. е. не только
после деаэратора, но и после ПВД.
Полученные расчетом концентрации
сопоставляют с нормируемыми зна-
чениями. Концентрация оксидов же-
леза в питательной воде в милли-
граммах на килограмм определится
по уравнению
S^»=ZWFe4eWOn.B, (5-18)
где S Яге — суммарная поверхность
перлитной стали, взаимодействую-
щей с водой на тракте от конденса-
тора до парогенератора, м2; Нге—
скорость коррозии перлитных ста-
лей в пересчете на Fe, мг/(м2-ч);
т]Ге — степень перехода продуктов
коррозии стали в воду.
Для расчетов можно рекомендо-
вать GFeTjFe^S МГ/(м2-ч) НЭ ТрЭКТе
до деаэратора и НгеТ]ке=1 мг/(м2-ч)
после деаэратора.
Концентрация оксидов меди в
питательной воде (мг/кг)
(5-19)
где 2Яси — суммарная поверхность
латуней, взаимодействующих с во-
дой, м2; £си — скорость коррозии ла-
туней в пересчете на Си, мг/(м2-ч):
т]си — степень перехода продуктов
коррозии латуней в воду.
При расчете для условий кон-
денсаторов и регенеративных ПНД
можно рекомендовать £cu»]Cu =
= 0,5 мг/(м2- ч).
Снижения скорости коррозии ла-
туней в ПНД можно добиться до-
зируя гидразин на вход в первый
ПНД. При этом образуются гид-
разипныс комплексы, термически
разлагающиеся на тракте ПНД, с
образованием на их трубках защит-
ных окисных пленок.
Расход продувочной воды паро-
генератора на очистку рассчитыва-
ется по хлоридам, но фильтры
очистной установки должны выво-
диться на регенерацию после ис-
черпания их обменной емкости по
любому из нормируемых в табл. 5. 3
показателей-хлоридов, кремниевой
кислоты, жесткости. Вести же рас-
чет продувки по жесткости нельзя,
учитывая термические преобразо-
вания се по конденсатно-питатель-
ному тракту.
Из (5.14 а) отчетливо видна за-
висимость расхода воды парогене-
ратора на очистку от присоса ох-
лаждающей воды в конденсаторе
при отсутствии конденсатоочистки —
рост присоса от 0,004 до 0,04% уве-
личивает расход воды через очист-
ную установку в 10 раз. Соответст-
венно возрастают теплообменные
поверхности, входящие в состав
очистной установки, и сама эта ус-
тановка.
При отсутствии конденсатоочист-
ки в случае охлаждающих вод с
большим содержанием хлоридов
может потребоваться продувка па-
рогенератора более 1%, что не эко-
номично.
Наличие конденсатоочистки поз-
воляет резко ограничить расход во-
ды парогенератора на очистку —
нормируемые концентрации естест-
венных примесей, в том числе и
хлоридов, поддерживаются даже
при р = 0,1 ч-0.3%. Это повышает
экономичность установки и сокра-
щает размеры очистной установки
на воде парогенератора и связан-
Глава 5. Деаэраторно-питательная и парогенераторная установки
89
ных с ней теплообменников. В це-
лом, несмотря на расходы, связан-
ные с установкой копденсатоочист-
ки, получается экономия на капи-
тальных затратах.
При наличии конденсатоочистки
концентрации естественных приме-
сей в питательной воде незначи-
тельны и основное значение приоб-
ретают продукты коррозии. Раство-
римость их в воде очень мала, по-
этому нормирование их для пароге-
нератора затруднительно, так же
как и отбор представительной про-
бы. Поэтому в случае отсутствия
комплексонной обработки нормиру-
ют оксиды железа только в пита-
тельной воде, а величину продувки
парогенератора, направляемой на
очистку, принимают допускаемой по
нормам р = 0,5% и пе более 1 %.
Очистная установка, схема кото-
рой представлена на рис. 5.16, ра-
ботает под полным давлением па-
рогенератора и требует дополни-
тельного насоса. Возможно и иное
решение, принимаемое в последнее
время. Схема такой установки пред-
ставлена на рис. 5.17. На линии
продувочной воды 1, подлежащей
очистке, устанавливается расшири-
тель 2у связанный по паровой сто-
роне с деаэратором. При снижении
давления от ~дПг до из воды
Рис. 5.17. Байпасная очистная установка
на воде парогенератора при работе се на
сниженном давлении
парогенератора образуется коли-
чество пара, равное [3 па каждый
килограмм воды, причем
? = (5.20)
где h'm и Ллд — энтальпии воды при
температуре кипения соответствен-
но для давлений в парогенераторе
и в деаэраторе, кДж/кг; rR-—тепло-
та парообразования при давлении
в деаэраторе, кДж/кг.
Очистку на ионообменных
фильтрах 5 проходит только остав-
шаяся часть продувочной воды
(1—р), т. е. фильтры получаются
более компактными, но, главное, ра-
ботающими при меньших давлени-
ях. Так как ионообменные фильт-
ры требуют снижения температуры
до ^40сС, то вода, так же как и по
рис. 5.16, проходит через регенера-
тивный теплообменник 7 и через до-
охладитель 6. После фильтров очи-
щенная вода возвращается в реге-
неративный теплообменник 7 и да-
лее по линии 8 поступает в один из
элементов регенеративной системы,
например, как это указано выше, в
деаэратор. Из рис. 5.17 видно, что
сопротивление тракта от расшири-
теля до деаэратора по водяной сто-
роне больше, чем по паровой. По-
этому на линии 4 должна быть ус-
тановлена дроссельная шайба 3.
Доохладитель 6 может работать
как на технической воде, так и с
подачей на него холодного конден-
сата с последующим его возвратом
в регенеративную систему, напри-
мер для охладителя выпара (см.
поз. 8 на рис. 5.3).
Очистная установка делается
единой для всех парогенераторов
блока, но с резервными фильтрами
для возможности проведения реге-
нерации.
90
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
ГЛАВА 6
РЕАКТОРНЫЕ УСТАНОВКИ
С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
6.1. ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ
РЕАКТОРНЫХ УСТАНОВОК
С ВОДНЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
Как и для любой отрасли энер-
гетики, общая тенденция развития
основного оборудования АЭС — ук-
рупнение. Значительные концентра-
ции мощностей в одном агрегате
позволяют создавать АЭС больших
суммарных мощностей. Укрупнение
оборудования сокращает затраты
труда и материалов при его изго-
товлении и монтаже, обеспечивая
тем самым запланированный темп
роста электроэнергетики.
Для АЭС раньше, чем в обычной
теплоэнергетике, началось и про-
должается использование больших
единичных мощностей основных аг-
регатов, причем реакторы типа
РБМК начали свою жизнь с еди-
ничных мощностей 1000 МВт, до
сих пор еще не применяемых для
паропроизводящих агрегатов обыч-
ной теплоэнергетики.
Развитие отечественных энерге-
тических реакторов показано в
табл. 6.1 для ВВЭР и в табл. 6.2
для РБЛ1К, а их сопоставление для
мощности 1000 МВт — в табл. 6.3.
Из табл. 6.1 видно, что рост еди-
ничной мощности реакторов ВВЭР,
используемых в составе двухкоп-
турпых АЭС, достигается не только
за счет большего диаметра корпу-
са реактора, т. е. большего диамет-
ра активной зоны, но и за счет по-
вышения средних значений удель-
ной плотности теплового потока.
Таблица 6.1. Развитие реакторов типа ВВЭР
Основные характеристики ВВЭР-210* ВВЭР-365* ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Электрическая мощность, МВт 210 365 440 1000
Давление в корпусе реактора, МПа 10,0 10,5 12,5 16,0
Температура воды на входе в реактор, °C Температура воды на выходе из реак- тора, 'С 252 252 268 289
273 280 30! 322
Удельная плотность теплового потока, кВт/м2 214- 103 428-1О3 440-103 632-103
Давление пара перед турбиной, МПа 2,9 2,9 4,4 6,0
Расход воды через реактор, м3/ч 36 500 49 500 39 000 76000
Диаметр корпуса, и 3,8 3,84 3,84 4,50
Высота корпуса, м 11,14 11,80 11,80 10,85
Высота активной зоны, м 2,5 2,5 2,5 3,5
Условный (эквивалентный) диаметр ак- тивной зоны, м 2,88 2,88 2,88 3,2
Диаметр стержневого твэла, мм 10,2 9,1 9,1 9,1
Средняя расчетная глубина выгорания, МВт су т/кг 13 27 28,6 26—40
Среднее обогащение топлива подпит- ки, % 2,0 3,0 3,5 3,3—4,4
Действует по одному реактору на Новогзоронеадской АЭС.
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
91
Т а б л и ц а 6.2. Развитие канальных реакторов типа РБМК
Ссновные характеристики РБМК-1000 РБМК-1500
Электрическая мощность, МВт 1000 1500
Давление в барабанах-сепараторах, МПа 7,0 7,0
Давление перед турбиной, МПа 6,5 6,5
Расход воды, циркулирующей в реакторе, м3/ч 37500 29000
Высота активной зоны, м 7,0 7,0
Условный (эквивалентный) диаметр активной зо- 11,8 11,8
ны, м
Число испарительных каналов, шт 1693 1661'
Диаметр оболочки твэлов, мм 13,6 13,6
Среднее обогащение топлива подпитки, % 2,0 2,0
Средняя расчетная глубина выгорания, МВт-сут/кг 18,1 18,1
Таблица 6.3. Сопоставление важнейших показателей АЭС
с реакторами типов ВВЭР и РБМК
Основные показатели ВВЭР-1000 РБМК-1000
Высота/диаметр корпуса, испытываю- щего воздействие нейтронного потока, м Давление в реакторе, МПа Длина/диаметр больших корпусов, не испытывающих воздействия нейтронного потока, м Возможность перегрузки на ходу Стоимость установленного киловатта мощности, руб. Среднее обогащение топлива подпитки, % Средняя расчетная глубина выгорания, МВт-сут/кг Первоначальная загрузка, т 10,85/4,5 — 16,0 7,0 15,0/4,0 30,0/2,5 (четыре парогенератора с (четыре барабана-сепарато- давлением в корпусах ра с давлением в них 6,4 МПа) 7 МПа) нет есть 270—300 290—310 3,3—4,4 2,0 26—40 18,1 ’ 66 190 (с обогащением 3,3%, (с обогащением 1,8%, т. е. 2,2т 235 L) т. е. 3,4т 235U)
Т а б л и ц а 6.4. Развитие ГЦН реакторов типа ВВЭР
Основные характеристики ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Число петель главного реакторного контура, шт. 6 4
Подача главного циркуляционного насоса, м3/ч 6,5-103 19-103
Скорости воды, м/с:
в главных трубопроводах 9,6 9,3
во входных патрубках 9,6 9,3
в опускной системе 8,0 6,3
в активной зоне 3,5 5,3
92
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
Это достигается увеличением ско-
ростей воды в активной зоне. Важ-
ным также является укрупнение па-
рогенераторов (см. табл. 5. 1 и 5.2)
и ГНЦ, в результате которого чис-
ло реакторных петель контура
уменьшилось (табл. 6.4).
Корпус реактора, находящийся
под воздействием нейтронного пото-
Рис. 6.1. Сухая защита корпуса реактора,
выполненная с доступом для осмотра кор-
пуса реактора:
1 — обычный бетон;
2 — несущая часть опоры реакторного корпуса;
3 — подача воздуха (тепловой барьер между обыч-
ным и серпентинитовым бетоном);
4 — труба для передвижения противовеса приво-
дов ионизационной камеры;
5 — кольцевое сечение для прохода воздуха, ох-
лаждающего серпентинитовый бетон;
6 — труба для опускания привода ионизационной
камеры;
7 — опора реакторного корпуса
ка, требует к себе наибольшего
внимания. На первых реакторах ти-
па ВВЭР отсутствовала возмож-
ность периодического контроля ме-
талла корпуса; в современных конст-
рукциях такая возможность преду-
смотрена: между сухой защитой и
корпусом реактора (рис. 6.1) име-
ется свободное пространство с ши-
риной сечения 720 мм. На этом же
рисунке видна сухая защита, заме-
нившая применявшийся ранее для
этой цели кольцевой водяной бак.
Для сухой защиты использован
серпентинитовый бетон, хорошо
удерживающий влагу (и, следова-
тельно, водород) и уменьшающий
утечку нейтронов за пределы шах-
ты реактора. От возможных повы-
шений температуры его защищает
воздушное охлаждение 5. Кроме то-
го, учитывая различие в коэффици-
ентах расширения, на границе меж-
ду обычным и серпентинитовым бе-
тоном создается тепловой барьер за
счет системы воздухоохлаждасмых
труб 3. АЭС с реакторами типа
ВВЭР требует установки парогене-
раторов (см. § 5.6). Для АЭС с
ВВЭР-1000 их четыре (см.
табл. 5.1) вместо шести для АЭС
с ВВЭР 440.
Реакторы типа ВВЭР на оте-
чественных АЭС до последнего вре-
мени сооружались мощностью
440 МВт (ВВЭР-440). В последние
годы основным блоком становится
ВВЭР-1000 (рис. 6.2). Диаметр кор-
пуса этого реактора принят макси-
мальным по условиям железнодо-
рожных габаритов — 4,5 м. Это ог-
раничивает рост единичной мощнос-
ти реакторов типа ВВЭР, который
возможен только при дальнейшем
увеличении диаметра корпуса. Это
видно, например, из рис. 6.3 для ре-
акторов США (предельная осу-
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
93
Рис. 6.2. Реактор ВВЭР-1000:
1 — активная зона;
2,3 — вход и выход теплоносителя;
4 — верхний блок с приводами СУЗ;
5 — корпус с внутрикорпусиыми устройствами
гцествленная мощность составляет
1 300 МВт).
Для реакторов типа ВВЭР обя-
зательно использование борного ре-
гулирования. Жидкий поглотитель
Рис. 6.3. Размеры корпусов реакторов
США с теплоносителем — вода под давле-
нием (PWR) для мощностей (МВт):
а — 66;
б — 495;
в — 1500
уменьшает неравномерность энерго-
выделения в активной зоне. При
этом медленные эффекты компенси-
руются за счет равномерно распре-
деленного в воде бора (в виде бор-
ной кислоты), а быстрые — систе-
мой управления и защиты реактора
(СУЗ).
В реакторах типа ВВЭР для вы-
грузки отработавших и загрузки
свежих твэлов необходим останов
реактора и снятие верхнего блока
и крышки реактора. Ежегодно
заменяется !/з полной топливной за-
грузки. Выгружаются твэлы из
центра, а на их место переставля-
ются твэлы с периферии, с установ-
кой на их место свежих. Общая
длительность операций по перегруз-
ке занимает 3—4 сут; она обычно
совмещается с планово-предупре-
дительным ремонтом (ППР), про-
должительность которого примерно
20—40 суток.
Реакторы одноконтурных АЭС
могут быть как корпусного типа,
так и канального. В корпусном ва-
рианте замедлитель и теплоноси-
тель не разделены, поэтому процент
94
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
парообразования влияет не только
на свойства теплоносителя, по и на
свойства замедлителя, что ограни-
чивает допустимую кратность цир-
куляции. В канальном варианте
замедлитель и теплоноситель раз-
Рис. 6.4. Размеры корпусов реакторов
США с кипящей водой (BWR) для мощно-
стей (МВт):
а —75;
6 — 515—640;
е — 1500
делены, поэтому процент парообра-
зования влияет только на свойства
теплоносителя и ограничивается
только надежностью теплообмена,
но не физикой реактора, как в кор-
пусном варианте. Применение кипя-
щего реактора корпусного типа ог-
раничивает единичную мощность
реактора, если диаметр корпуса
выбран в соответствии с железно-
дорожными габаритами. Необходи-
мость осушки пара в надводном
пространстве реактора приводит к
существенно большей высоте корпу-
са кипящего реактора (BWR) в
сравнении с реакторами типа ВВЭР
(PWR), что видно из рис. 6.4 (пре-
дельная осуществленная мощность
составляет ’050 МВт). В противо-
положность этому канальный вари-
ант реактора не ставит ограниче-
ний по развитию единичной мощ-
ности, хотя и не исключает приме-
нения сосудов большого диамет-
ра — барабанов-сепараторов, объе-
диняющих параллельные каналы
как по распределению воды, так и
по выдаче пароводяной смеси для
ее осушки. Эти корпусы имеют диа-
метры, отвечающие железнодорож-
ным габаритам; они легкодоступны
для осмотра, а главное — не нахо-
дятся под влиянием нейтронного
потока. Поэтому канальные реак-
торы— РБМК.— основной тип реак-
тора в СССР для одноконтурных
АЭС. Отсутствие корпусов высоких
давлений, находящихся под воздей-
ствием потока нейтронов, является
большим преимуществом реакторов
типа РБМ1< не только в сравнении
с реакторами типа ВВЭР, но и в
сравнении с зарубежными реакто-
рами одноконтурных АЭС, выпол-
няемых корпусными (рис. 6.4), за
исключением канадских реакторов
с тяжеловодным замедлителем. Пер-
воначально АЭС Канады были
двухконтурпыми и тяжелая вода
использовалась нс только как за-
медлитель, но и как теплоноситель.
Высокая стоимость тяжелой воды,
особенно сказывающаяся с ростом
единичной мощности реактора, так
как увеличивается ее расход на за-
полнение системы первого контура,
вызвала переход к одноконтурному
исполнению канадских реакторов с
использованием в качестве теплоно-
сителя обычной кипящей воды и сох-
ранением тяжелой воды только в
качестве замедлителя.
Реакторы РБМК имеют возмож-
ность практически неограниченного
роста единичной мощности за счет
увеличения числа параллельных ка-
налов. Но канальное выполнение
реакторов РБМК усложняет систе-
му главного циркуляционного кон-
тура. Так, для РБМК система реак-
торного контура, чаще называемая
контуром многократной принуда-
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
95
Рис. 6.5. Контур много-
кратной принудительной
циркуляции реактора
РБМК-1000:
1 — барабаны-сепараторы;
2 — всасывающий коллектор
ГЦН;
3 — ГЦН:
4 — напорный коллектор
ГЦН;
5 — РГК
Дренаж
тельной циркуляции (КМПЦ), су-
щественно сложнее (рис. 6.5). На
рисунке изображена правая полови-
на реакторной установки, состоящая
из двух барабанов-сепараторов с
внутренним диаметром 2 300 мм и
длиной 30 м (рис. 6.6). Питатель-
ная вода (рис. 6.5) подастся по
двум линиям диаметром 400 мм в
коллекторы двух барабанов-сепара-
торов 1. Далее она по 24 опускным
трубам диаметром 300 мм поступа-
ет во всасывающий коллектор 2 ди-
аметром 900 мм и из него по четы-
рем линиям диаметром 750 мм по-
дается к четырем ГЦН 3, откуда
идет в напорный коллектор ГЦН 4
и из него в 22 раздаточных группо-
вых коллектора (РГК) диаметром
300 мм (5). Из них по 836 трубам
диаметром 50 мм, называемым ниж-
ними водяными коммуникациями
(НВК), питательная вода направ-
ляется в реактор. В связи с паро-
образованием в реакторе объемы
теплоносителя существенно возрас-
тают и от диаметра 50 мм каждый
канал переходит к диаметру 70 мм.
По этим трубам, называемым паро-
водяными коммуникациями (ПВК),
пароводяная смесь поступает в ба-
рабаны-сепараторы. Осушенный пар
отводится к турбинам, а реакторная
вода, смешавшись с питательной,
снова поступает в 1<МПЦ. Крат-
ность циркуляции Л = б4-7, т. е.
среднее массовое паросодержаиие
на вхоте в барабан-сепаратор —
1/6— составляет примерно 14%.
Реакторы типа РБМ1\ уже на
первых блоках (Ленинградская
АЭС) имели единичную мощность
96
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
Рис. 6.6. Барабан-сепаратор
РБМК:
1 — дырчатый пароприемный щит;
2 — дырчатый погруженный щит;
3 — слив отсепарированной воды;
4 — заградительный щиток;
5 — направляющий короб;
6 — вход пароводяной смеси;
7 — коллектор питательной воды;
8 — раздающие патрубки питательной
9 — защитный кожух;
10 — опускные патрубки;
11 — смесители
реактора
воды;
1000 МВт. Такие блоки работают и
строятся в ряде других АЭС.
В одиннадцатой пятилетке вступа-
ют в строй первые энергоблоки
АЭС с более мощными реакторами
РБМК-1500, т. е. и для канальных
реакторов проявляется укрупнение
единичной мощности (см. табл.6.2).
Особенно следует отметить, что раз-
меры активной зоны сохраняются
прежними, а рост мощности обес-
печивается за счет повышения ин-
тенсивности теплообмена с по-
мощью специальных интенсифика-
торов.
Большое преимущество — прак-
тически неограниченная возмож-
ность повышения мощности при уве-
личении числа каналов -• - является
одновременно и недостатком таких
реакторов, так как встречаются оп-
ределенные трудности в трассиров-
ке большого количества труб, под-
водящих воду к коллекторам, в рас-
положении самих коллекторов и
трассировке отводящих пароводя-
ных труб. Кроме того, для регули-
рования расхода воды по отдель-
ным каналам внизу каждого кана-
ла, т. е. на входе воды, устанавли-
вают запорио-регулирующие клапа-
ны и расходомеры.
Преимущество канального ва-
рианта — важная для эксплуатации
реакторной установки возможность
перегрузки «на ходу». Специальная
машина для перегрузки стыкуется
с каналом сборки, подлежащей за-
мене, при полном рабочем давле-
нии. Заменяемая сборка извлекает-
ся и вместо нее устанавливают све-
жую. Ежесуточно перегружаются
2—3 тепловыделяющие сборки
(ТВС). Предусмотрено непрерывное
охлаждение перегрузочной машины.
Преимущества канального вари-
анта заключаются также в приспо-
собленности его конструкции к осу-
ществлению ядерного перегрева па-
ра. Такой перегрев может быть при-
менен существенно большим, чем в
парогенераторах АЭС с ВВЭР. Это
повышает тепловую экономичность
турбинной установки; допускает
применение турбин обычной тепло-
энергетики; сокращает расходы па-
ра через турбину и потери теплоты
в конденсаторе, а для определен-
ных давлений, требующих только
начального (без промежуточного)
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
97
перегрева пара, существенно упро-
щает турбинную установку. Все
это подтвердилось в установках
первых двух блоков Белоярской
АЭС, единственных в мире реак-
торных установках с ядерпым пере-
гревом пара. Паровые турбины вто-
рого блока получают из реактора пе-
регретый пар с параметрами
10,0 МПа и 510°С. Использование
большего давления оказалось не-
возможным, так как потребовался
бы промежуточный перегрев пара.
Его осуществление за счет свежего
пара усложнило бы установку ана-
логично турбинам АЭС с ВВЭР, а
применение ядерного промежуточ-
ного перегрева недопустимо — коэф-
фициенты теплоотдачи для пара
низких давлений очень малы. По-
этому промежуточный перегрев па-
ра, производимый обычно до тех же
температур, что и для свежего па-
ра, вызвал бы значительное повы-
шение температур оболочек твэлов
перегревательных каналов в усло-
виях высоких тепловых нагрузок
ядерных реакторов. Тем не менее
проектные разработки по реализа-
ции начального ядерного перегрева
пара ведутся (реактор типа
РБМКП). Основная трудность зак-
лючается в изыскании таких конст-
руктивных решений для перегрева-
тельных каналов, которые позволи-
ли бы оболочки твэлов в большей
мерс выполнить из циркониевых
сплавов, резко сократив применение
аустенитных нержавеющих сталей,
так как последние требуют повы-
шения обогащения топлива (см.
§ 3. 5).
Большая перспективность ка-
нального варианта нс означает бес-
перспективности двухкоптурпых
АЭС с водо-водяными реакторами и
нецелесообразности их дальнейшего
совершенствования. Необходимо
иметь в виду, что эти реакторы к
настоящему времени наиболее ос-
воены и надежны; по стоимости
оборудования и по расходу природ-
ного урана (см. табл. 6.3) они пред-
почтительнее. Не случайно суммар-
ная в мире наибольшая мощность
находящихся в эксплуатации реак-
торов с водным теплоносителем
приходится именно на их долю.
6.2. ГЛАВНЫЙ ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ
НАСОС
Важным элементом реакторного
контура является главный циркуля-
ционный насос (ГЦН). В системе
мощных АЭС любого типа циркуля-
ция теплоносителя в нормальной эк-
сплуатации принудительная. Боль-
шая протяженность циркуляшюнно-
ю контура, составляющая, напри-
мер, для каждой петли ВВЭР-1000
более 46 м, значительные скорости
теплоносителя и стремление к ком-
пактности размещения оборудова-
ния приводят к значительным сопро-
тивлениям, преодоление которых за
счет естественной циркуляции воз-
можно только при малых нагруз-
ках— это используется в аварийных
ситуациях. ГЦН предназначен для
работы при высоких давлениях, но
может работать и при низких — на-
чиная с 2,0 МПа, что необходимо
при пусковых операциях.
Основное требование, предъяв-
лявшееся к ГЦН в начале развития
атомной энергетики, сводилось к
полному отсутствию протечек, что
существенно усложняло и удорожа-
ло конструкцию насоса. Такие гер-
метичные ГЦН по стоимости состав-
ляли заметную величину от стоимос-
ти всей станции. Рабочее колесо,
98
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
электродвигатель и вал были герме-
тизированы в общем корпусе, соеди-
няемом с трубопроводами контура.
Недостатком этих насосов являлся
также их низкий КПД = 60-4-65% •
Для современных реакторных конту-
ров такие насосы нс используются, а
применяются ГЦН с контролируе-
мыми протечками среды, организо-
ванно возвращаемыми в контур. Для
уменьшения таких протечек разра-
ботаны механические уплотнения ва-
ла насоса и относительно несложные
вспомогательные контуры уплотняю-
щей воды. Эти насосы примерно
вдвое дешевле герметичных в основ-
ном за счет перехода к выносному
электродвигателю обычного исполне-
ния. Коэффициент полезного дейст-
вия таких насосов на 12—15% боль-
ше, чем герметичных. Также как и
для герметичных насосов, использо-
вана одноступенчатая конструкция с
одним рабочим колесом с консоль-
ным расположением его на верти-
кальном валу, обеспечивающим
удобство обслуживания.
Циркуляционные насосы с ме-
ханическим уплотнением вала
(рис. 6.7) обеспечивают утечки огра-
ниченные, относительно стабильные
и контролируемые в эксплуатации.
Гидравлическая часть насоса состо-
ит из эллиптического корпуса, про-
точной части со всасывающим и на-
гнетательным патрубками, односто-
роннего рабочего колеса, консольно
расположенного на валу ротора,
направляющего аппарата и узлов
уплотнения.
Насосный агрегат имеет следу-
ющие вспомогательные системы
(рис. 6.8): масляную систему для
подачи масла на смазку верхнего
подшипника, состоящую из масло-
насосов, маслоохладителей и фильт-
ров; систему охлаждения элементов
Рис. 6.7. Установка циркуляционного пасо-
са большой производительности с махови-
ком— ГЦН-195 для АЭС с ВВЭР:
1 — вал электродвигателя;
2 — маховик;
3 — электродвигатель;
4 — соединительная муфта;
5 — раднально-упорный подшипник;
6 — узел уплотнения;
7 — корпус;
8 — опорные лапы
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
99
Рис. 6.8. Уплотнения циркуляционного на-
соса ГЦН-195:
1,2 — отвод и подвод воды промконтура;
3 — отвод на дроссель;
4, 5 — сливы утечек воды и масла;
6, 7 — отвод и подвод масла;
8 — подвод запирающей воды
насосного агрегата и электродвига-
теля технической водой промежуточ-
ного контура; систему подпитки,
предназначенную для запирания теп-
лоносителя первого контура в зоне
уплотнения вала насоса путем пода-
чи в камеру уплотнения очищенного
и дегазированного теплоносителя с
давлением, превышающим давление
в контуре. При этом часть уплотняю-
щей воды через уплотнение посту-
пает в контур, не допуская выхода
наружу радиоактивной воды, а ос-
тальная часть сбрасывается в деаэ-
ратор подпитки контура для ВВЭР
и в основной деаэратор для РБМК.
Для предотвращения нарушения
целостности оболочек твэлов из-за
перегрева необходима непрерывная
циркуляция теплоносителя через ак-
тивную зону не только при нормаль-
ном режиме, но и в аварийных ситу-
ациях. Для продолжения циркуля-
ции при временном обесточивании
ГЦП с механическим уплотнением
вала снабжают маховиком на валу
электродвигателя насоса. При пре-
кращении электропитания это обес-
печивает продолжительность рабо-
ты насоса до полного останова бо-
лее одной минуты. Па рис. 6.9 пока-
зано изменение подачи таких насо-
сов с момента прекращения электро-
питания. Из рисунка видно, что в
течение 30 с циркуляция теплоноси-
теля еще достаточна—расход по
контуру ВВЭР уменьшается в 2,7 ра-
за, после чего начинается переход на
естественную циркуляцию.
Аналогичные ВЦП применяются
и для РБМК. Основные данные для
этих насосов приведены в табл. 6.5.
Для ВВЭР и РБЛ'Пх по-разному ре-
шается вопрос выбора числа ГЦП и
их резервирования. Для ВВЭР каж-
дый ГЦН обслуживает свою петлю.
Большой диаметр соответствующего
трубопровода и большая подача
Q 10 2,м3/ч
Рис. 6.9. Изменение расхода теплоносителя
через ГЦН-195 в зависимости от времени
с момента прекращения электропитания
100
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
Таблица 6.5. Основные характеристики главных циркуляционных насосов для ВВЭР 1000
(ГЦН-195) и РБМК-1000 (ЦВН 8)
Основные данные
ГЦН-195 ЦГН-8
Подача, м3/ч
Рабочая температура воды, С
Давление на всасе, МПа
Напор, МПа
Частота вращения, с-1
Потребляемая мощность, МВт
Величина протечки, м3/ч
Масса с электродвигателем, т
Размеры в плане, мм
Высота, мм
20000
300
15,6
0,675+0,0025
16,7
5,3
0,3—3,0
118
4700x5000
Н5Э0
8000
290
7,0
1,56
16,7
4,5
0,1—0,5
106
3070X2750
9850
ГЦН каждой петли исключают уста-
новку резервного ГЦН. В противо-
положность этому для РБМК ГЦН
каждой половины реактора работа-
ют с общим всасывающим и общим
напорным коллекторами (см.
рис. 6.5). Это позволяет предусмат-
ривать резервные ГЦН. Так, для
РБМК устанавливают для каждой
половины реактора по три работаю-
щих ГЦН и один резервный, все с
одинаковой подачей, т. е. всего для
реактора шесть работающих ГЦН
и два резервных.
Эксплуатация АЭС с ВВЭР-440
возможна не только при шести ра-
ботающих ГЦН, но и при пяти, четы-
рех и даже трех ГЦН с соответству-
ющим снижением мощности. Работа
менее чем с тремя ГЦН нс допуска-
ется.
6.3. СИСТЕМА КОМПЕНСАЦИИ
ОБЪЕМА В КОНТУРЕ ВВЭР
Система компенсации объема не-
обходима только для реакторов,
охлаждаемых водой под давлени-
ем, и предназначена для компенса-
ции температурных изменений объе-
ма воды, заполняющей контур. Она
используется также для создания
давления при пуске, поддержания
давления в эксплуатации и ограни-
чения отклонений давления в ава-
рийных режимах. Компенсатор объ-
ема подключается к выходной ветви
одной из петель реакторного конту-
ра в его поотключаемой части воз-
можно ближе к реактору. На АЭС
применяют только паровой компен-
сатор объема (рис. 6.10). Корпус
компенсатора выполнен из перлит-
ной стали с наплавкой аустенитной
нержавеющей. Он имеет водяной и
паровой объемы, равные соответст-
венно 48 и 22 м3. От неотключас-
мой части реактора по «холодной»
стороне подводится вода на впрыск
в сопла в верхней части корпуса
компенсатора. На линии впрыска
установлены регулировочный 2 и
запорный 1 клапаны. В той части
корпуса, в которой при всех режи-
мах имеется вода, установлены
электрические нагреватели. К паро-
вому объему компенсатора под-
соединены предохранительные кла-
паны. В связи с радиоактивностью
среды недопустим выброс из пре-
дохранительных клапанов в атмос-
феру, поэтому пар поступает под
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
101
Рис. 6.10. Система парового компенсатора объема:
1 — запорный клапан;
2 — регулирующий клапан;
3 — подвод азота;
4 — компенсатор объема;
5 — трубчатые электронагрева-
тели;
6 — отбор проб парогазовой
смеси;
7 — отбор проб воды;
8 — предохранительные клапа-
ны d,.-50;
9 — фланцевый разъем (на слу-
чай раздельного проведе-
ния гидроиспытаний);
10 — реактор;
11 — охлаждение;
12 — газовая сдувка;
13 — подвод воды;
14 — барботер диаметром 2000;
15 — отбор пробы
уровень в барботер, вода из которо-
го по мере необходимости сливается
в баки «грязного» конденсата.
Давление в барботере поддержи-
вается равным 0,5 МПа. Темпера-
тура воды в его объеме 40—50°С за
счет охлаждения водяного объема
технической водой промконтура
через змеевики. Из общего объема
барботера, равного 15 м3, вода зани-
мает 11 м3. В паровую часть бар-
ботера подается азот для предот-
вращения образования гремучей
смеси.
Принцип работы парового ком-
пенсатора объема 4 заключается в
следующем. При постоянном режи-
ме в нормальных условиях все кла-
паны, кроме запорного, закрыты.
При изменении температурного ре-
жима, например при повышении тем-
пературы воды в контуре, некоторое
дополнительное количество воды из
горячего трубопровода поступает в
корпус, сжимая пар, давление кото-
рого возрастает. Вследствие этого
срабатывает регулировочный кла-
пан на линии впрыска. За счет на-
грева этой воды часть пара парово-
го объема корпуса конденсируется,
давление уменьшается вплоть до
нормального, при котором регулиро-
102
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
вечный клапан автоматически за-
крывается, прекращая подачу воды
на впрыск. Подключение впрыска
к «холодной», напорной стороне
главного циркуляционного контура
позволяет использовать перепад
ГЦН для преодоления сопротивле-
ния системы впрыска воды и умень-
шает ее расход.
При незначительных изменениях
температуры давление поддержива-
ется без впрыска холодной воды.
Так, с ростом температуры и повы-
шением давления пара происходит
частичная его конденсация, а при
снижении температуры и уменьше-
нии давления — частичное испарение
воды водяного объема корпуса за
счет работы электронагревателей.
В связи с этим паровой компенсатор
объема поддерживает постоянное
давление в контуре с очень большой
точностью. Скорость разогрева ком-
пенсатора объема ограничена
(40 град/ч) для предотвращения
значительных температурных напря-
жений в металле. Начальное давле-
ние в компенсаторе объема создает-
ся азотом, который к концу разогре-
ва полностью удаляется образую-
щимся паром.
6.4. СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ
БЕЗОПАСНОСТИ
Для безопасности работы АЭС
решающее значение имеет безопас-
ность работы реакторной установки,
которая требует тщательного конт-
роля оборудования как при его изго-
товлении, так и во время эксплуата-
ции. Безопасность работы реактор-
ной установки базируется на следу-
ющих принципах:
1) обеспечение высокого качест-
ва изготовления и монтажа оборудо-
вания;
2) обеспечение технологической
и схемной невозможности опасных
последствий единичных нарушений
и повреждений;
3) ограничение последствий воз-
можных аварий.
Контур первичного теплоносите-
ля, сосуды, оборудование и трубо-
проводы реакторного контура долж-
ны быть рассчитаны, сконструирова-
ны, изготовлены и введены в эксплу-
атацию таким образом, чтобы веро-
ятность большого разрыва или зна-
чительной течи была предельно ма-
лой в течение всего времени работы
установки.
Все оборудование контуров теп-
лоносителя должно удовлетворять,
специальным нормам проектирова-
ния, изготовления и эксплуатации
сосудов и трубопроводов высо-
кого давления, используемых в-
атомной энергетике. Проект реак-
торной установки должен быть вы-
полнен так, чтобы свести к мини-
муму вероятность быстро прогресси-
рующего повреждения. Контур теп-
лоносителя должен выдерживать без
разрывов (лишь с ограниченным в-
допустимых пределах поглощением
энергии за счет пластической де-
формации) статические и динами-
ческие нагрузки, возникающие в
любых его узлах и компонентах при
любых возможных непреднамерен-
ных и внезапных выделениях энер-
гии в теплоноситель. Все основные-
элементы реакторного контура долж-
ны иметь специальные устройства и
приспособления для проверок, ис-
пытаний и наблюдения за их плот-
ностью в течение всего срока эксплу-
атации установки.
В эксплуатации может возник-
нуть и режим полного обесточива-
ния станции в результате аварии
энергосистемы, в которую входит
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
103
АЭС. Как сказано в гл. 1, на элек-
тростанциях существует расход
электроэнергии на собственные нуж-
ды, в том числе и в реакторных ус-
тановках. В отношении допустимос-
ти перерыва в электропитании по ус-
ловиям безопасности все потребите-
ли собственного расхода разделены
на четыре группы. Первая группа
не допускает перерыва в питании (в
том числе и при авариях) более чем
на доли секунды. К числу этих пот-
ребителей относятся приводы систе-
мы управления и защиты, системы
питания контрольно-измерительных
приборов и автоматики, аварийное
освещение. Вторая группа допуска-
ет перерыв в питании на десятки
секунд, но требует обязательного
питания после срабатывания ава-
рийной защиты (АЗ) реактора. К
ней относятся все механизмы, обес-
печивающие расхолаживание реак-
тора. Третья группа допускает пере-
рывы питания на время действия
автоматики ввода резерва (АВР) и
не требует обязательного питания
после срабатывания АЗ реактора.
Четвертая группа — все остальные
потребители, не предъявляющие
особых требований к электропита-
нию. Безопасность реактора обеспе-
чивается потребителями электро-
энергии первой и второй групп. Для
них кроме обычного электроснабже-
ния от сети собственных нужд допол-
нительно предусматривают систему
надежного электропитания перемен-
ного тока. Для первой группы потре-
бителей в ее состав входит еще и
сеть постоянного тока. В качестве
аварийных источников электропита-
ния собственных нужд предусматри-
ваются аккумуляторные батареи и
статические преобразователи с по-
стоянного тока на переменный,
обеспечивающие потребителей пер-
вой группы, и автоматизированные
дизель-генераторы, являющиеся од-
ной из важнейших частей системы
безопасности реакторных устано-
вок. Эти независимые источники
питания переменным током с бы-
стродействующим автоматизиро-
ванным запуском обеспечивают по-
требителей второй группы.
В пределах самой АЭС возмож-
ны аварии, связанные с разуплотне-
нием в элементах реакторного кон-
тура. Система обеспечения безопас-
ности (СОБ) АЭС предусматривает
три категории устройств: устройст-
ва нормальной эксплуатации, лока-
лизующие и защитные устройства, в
состав которых входит система ава-
рийного охлаждения активной зоны
(САОЗ)*. Устройства двух послед-
них категорий рассчитываются на
предельный случай так называемой
максимальной проектной аварии
(МПА), под которой понимается
местный полный поперечный разрыв
трубопровода главного циркуляци-
онного контура. Назначение этих
систем — не допустить расплавления
активной зоны и распространения
радиоактивности за пределы защит-
ных герметичных помещений АЭС
даже при МПА. Эти системы вклю-
чаются автоматически, частично или
полностью в зависимости от значи-
тельности аварии.
Неизбежно некоторое конструк-
тивное различие систем локализации
и ликвидации аварий для реакторов
ВВЭР и РБМК, поэтому ниже эти
системы рассмотрены раздельно для
ВВЭР и РБМК- Однако есть и об-
щие для обоих типов реакторов по-
ложения: используют гидроаккуму-
* Для реактора РБМК пользуются
термином «система аварийного охлажде-
ния реактора» (САОР).
Рис. 6.11. Принципиальная
1 — реактор;
2 — парогенератор;
3 — ГЦН;
4 — компенсатор объема;
5 — турбина:
6 — конденсатор;
7 — конденсатный насос;
8 — группа ПНД;
9 — деаэратор;
10 — питательный насос;
11 — группа ПВД;
12 — генератор;
схема системы безопасности АЭС
13 — гидроаккумулирующая ем-
кость;
14—бак запаса гндразипагид-
рата;
15 — бак аварийного запаса ра-
створа бора;
16 — бак запаса борного кон-
центрата;
17 — теплообменник САОЗ;
18 — насос высокого давления
аварийной подачи раствора
бора;
19 — спринклерный насос;
с реактором ВВЭР-1000:
20 — насос аварийного расхола-
живания низкого давления;
21 — теплообменники промежу-
точного коптура техниче-
ской воды;
22 — насос подачи технической
воды;
23 — шины электропитания пер-
вой категории;
24 — дизель-генератор:
25 — шины электропитания вто-
рой категории;
26 — аккумуляторная батарея
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
105
«пирующие емкости, из которых вода
поступает в реакторный контур в
самом начале развития МПА; для
реактора ВВЭР они расположены
непосредственно у реактора, давле-
ние в них несколько меньше, чем в
реакторе, а подсоединяют их выше
(две емкости) и ниже (две емкости)
активной зоны. Для реактора РБМК
гидроаккумулирующие емкости име-
ют давление несколько большее, чем
в реакторе, и подсоединены они к
РГК-
Устройства ликвидации аварий
проектируют трехкратными по отно-
шению к необходимому объему для
ликвидации МПА. Каждая из трех
таких систем располагается в от-
дельном помещении и не имеет свя-
зей с двумя другими; у каждой си-
стемы свой дизель-генератор на слу-
чай совпадения МПА с обесточива-
нием АЭС.
В состав устройств входят насо-
сы высокого давления, имеющие
своим назначением подпитку реак-
торного контура для компенсации
малых утечек, и насосы низкого дав-
ления с теплообменниками, охлаж-
даемыми технической водой, кото-
рые включаются, если течь значи-
тельна. Для конденсации пара, об-
разующегося в результате снижения
давления при разрыве трубопровода
контура, и тем самым предотвраще-
ния повышения давления внутри
защитных герметичных помещений
сверх расчетного для них, каждая
из трех систем имеет дополнитель-
но спринклерную (разбрызгиваю-
щую) установку со своим спринк-
лерным насосом.
На рис. 6.11 представлены систе-
мы локализации аварий и аварий-
ного охлаждения реактора ВВЭР-
1000. Весь реакторный контур, вклю-
чая парогенераторы, расположен в
герметичной железобетонной обо-
лочке, представляющей собой барь-
ер локализации и, кроме того, защи-
ту от падающих предметов. Аварий-
ное охлаждение реактора обеспечи-
вается тремя независимыми систе-
мами, подсоединенными к реактор-
ному контуру. При этом для ликви-
дации даже МПА достаточно вклю-
чения одной из трех систем, т. е.
резервирование составляет 200%.
Каждая из систем имеет бак аварий-
ного запаса раствора бора 15, теп-
лообменник расхолаживания 17,
спринклерные насосы 19, насосы
аварийного расхолаживания низкого
давления 20.
В случае нарушения герметич-
ности реакторного контура и неболь-
шого истечения теплоносителя
включаются насосы высокого дав-
ления 18 с подачей раствора бора в
контур. После обнаружения течи и
невозможности ее ликвидации ава-
рийная петля может быть отключе-
на запорной задвижкой и работа
блока продолжена со сниженной
мощностью. При отсутствии запор-
ной задвижки и непрскращающсйся
течи принимаются меры для остано-
ва блока с использованием систем
нормального расхолаживания.
При большой течи (в том числе и
развивающейся до МПА) с падени-
ем давления в реакторе включаются
все элементы схемы (рис. 6.11).
Прежде всего в пространство над и
под активной зоной автоматически
начинает поступать вода из гидроак-
кумулирующих емкостей 13, давле-
ние в которых (6 МПа) поддержива-
ется азотом. Каждая из них имеет
t объем 60 м3 (в том числе 50 м3 за-
няты водой). Затем автоматически
включаются насосы аварийного рас-
холаживания низкого давления 20,
подавая воду в реакторный контур,
106
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
а также насосы 19 спринклерной си-
стемы. При истечении воды из реак-
торного контура образуется пар, ко-
торый может привести к существен-
ному росту давления под оболочкой.
Конденсация этого пара на струях
воды, выходящих из сопл спринклер-
ной установки, предотвращает повы-
шение давления под защитной обо-
лочкой. Вода, собирающаяся на по-
лу в приямках герметичной оболоч-
ки, через теплообменники расхола-
живания 17 теми же насосами 19 и
20 снова закачивается в контур и в
спринклерную установку, т. с. про-
должает циркулировать до полного
расхолаживания реактора. В воду
спринклерной системы может пода-
ваться гидразин из бака 14 для свя-
зывания йода. Для охлаждения во-
ды теплообменников 17 используют-
ся брызгальные бассейны (см.
гл. 10).
Из рисунка видно, что независи-
мость трех каналов системы безо-
пасности является сквозной, т. е.
каждый канал имеет полный комп-
лект оборудования и арматуры, без
какого-либо контакта между собой.
Электропитание всех насосов каж-
дого из каналов предусмотрено от
трансформатора собственных нужд
через шины 25, но имеется и резерв-
ное питание от энергосистемы. Каж-
дый канал на случай обесточивания
АЭС имеет свой дизель-генератор
24, а электропитание потребителей
первой категории до запуска ди-
зель-генератора обеспечивается от
электроаккумуляторной батареи 26.
При наличии трех систем безопаснос-
ти мощность каждого дизель-генера-
тора расчитывается на 100% нагруз-
ки одной системы безопасности и
должна обеспечивать аварийное рас-
холаживание реактора при любом
типе аварии. В режиме полной поте-
ри напряжения срабатывает АЗ ре-
актора и подастся импульс на запуск
дизель-генераторов, которые через
20—40 с обеспечивают током потре-
бителей первой и второй групп от
сети надежного электропитания пе-
ременного тока. От этой же сети
автоматически запускаются аварий-
ные насосы технической воды. Мощ-
Рис. 6.12. Принципиальная схема безопасности АЭС с реакторами типа РБМК
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
107
ность каждого дизеля составляет
для АЭС с ВВЭР-440 3,5 МВт, а для
АЭС с ВВЭР-1000 — 5,5 МВт.
Для одноконтурных АЭС систе-
ма безопасности должна рассматри-
ваться не только в случае аварий в
реакторном контуре, но и при ава-
рийном закрытии стопорного клапа-
на турбины. В двухконтурной АЭС
пар, поступающий на турбину, нс ра-
диоактивен и может при отключении
турбины сбрасываться в атмосферу.
Для одноконтурной АЭС пар радио-
активен, поэтому при отключении
турбины весь пар дросселируется и
сбрасывается в основные конденса-
торы.
Для локализации и ликвидации
аварий, включая МПА, под подреак-
торным помещением расположен
бассейн-барботер (рис. 6.12). При
наличии течи в реакторном контуре
включаются насосы высокого давле-
ния 13, подающие воду в раздаточ-
ные групповые коллекторы. Как это
видно из рисунка, в верхней его час-
ти расположены боксы 2 и 9 (соот-
ветвстственно левой и правой поло-
вины реактора) п помещения 3 и 8
нижних водяных коммуникаций и
раздаточных групповых коллекто-
ров, в каждый из которых подается
вода от насосов аварийного охлаж-
дения. Под ними расположен паро-
распределительный коридор 5. В бас-
сейне-барботере 19 часть объема 18
заполнена обессоленной водой, а
часть объема 17 — воздухом. Боксы,
коридор и бассейн-барботер рассчи-
таны на избыточное давление 0,45
МПа, а помещения нижних водяных
коммуникаций—на 0,08 МПа. В слу-
чае разрыва трубопровода в системе
реакторного контура давление в бок-
се 2 (или 9) повышается и открыва-
ются клапаны 4 между боксом ава-
рийной половины и парораспредели-
тельным коллектором и паровоздуш-
ная смесь по трубам 10 поступает в
водяную емкость барботера, где пар
конденсируется, а воздух выходит в
воздушный объем барботера. Дав-
ление в барботере повышается, кла-
паны И под неаварийной половиной
открываются, и воздух перетекает в
боксы этой половины. Обратные кла-
паны 6, клапаны 11 в аварийной по-
ловине бокса и клапаны 4, разделя-
ющие коридор и неаварийную поло-
вину бокса, остаются закрытыми.
В барботер поступает не весь пар,
образующийся при истечении тепло-
носителя. Часть этого пара конден-
сируется при контакте с теплообмен-
ником 7 и со струями воды, вытека-
ющими из спринклерных систем 1.
Теплообменник 16 этой системы и
теплообменник 12 системы аварий-
ного охлаждения реактора имеют
своим назначением также отвод теп-
лоты из системы локализации в пос-
леаварийный период. Все теплооб-
менники охлаждаются технической
водой, связанной с автономным обо-
ротным охладителем (см. гл. 10).
Насос /5 низкого давления подаст
охлажденную воду в спринклерную
систему со сливом в барботер и ох-
лаждением в теплообменниках 16 и
возвратом воды в спринклерную
систему.
Бассейн-барботер 19 заливается
обессоленной водой, он снабжен ус-
тройствами для поддержания посто-
янного уровня, а также для опорож-
нения и заполнения бассейна и
очистки его воды на механических
фильтрах и ионообменных смолах.
Бассейн-барботер имеет емкость
3000 м3, он может принять полный
расход пара реактора (5600 т/ч) по
линии 14 от предохранительных кла-
панов, установленных на всех паро-
проводах от барабанов-сепараторов
108
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
(по два клапана на каждой линии).
Клапаны открываются при достиже-
нии давления в реакторе выше
7,2 МПа.
Описанные СОБ для ВВЭР и
РБМК в настоящее время являют-
ся стандартными. Упомянем, что в
ряде ранее осуществленных проек-
тов АЭС для приема пара, образу-
ющегося при разрыве трубопровода
реакторного контура, как для ВВЭР,
так и для РБМК предусматривались
отдельно стоящие здания с развиты-
ми барботажными устройствами, а
для приема пара от РБМК при за-
крытии стопорного клапана турбины
устанавливалось несколько техноло-
гических конденсаторов. В новых
проектах АЭС с ВВЭР предусмат-
риваются небольшие барботажные
устройства непосредственно в пре-
делах герметичной оболочки.
Рис. 6.13. Защитная оболочка с ледяным
конденсатором для реактора, охлаждаемого
водой под давлением:
1 — ледовый конденсатор;
2 — компенсатор объема;
3 — парогенератор;
4— ГЦП;
5 — реактор
В зарубежной практике для лик-
видации МПА нашел некоторое рас-
пространение ледовый конденсатор
(рис. 6 13). Лед имеет высокую
скрытую теплоту плавления, он мо-
жет быть борирован, что важно для
последующей эксплуатации. Лсд
должен быть размещен в теплооб-
меннике с проходами для воздуха и
пара.
Работа ледового конденсатора
заключается в следующем. Если раз-
рывается трубопровод первого кон-
тура, то вода и освобождающийся
из нес пар вытесняет воздух из об-
ласти первого контура в ледяной
конденсатор, а из него — в специаль-
ный отсек в нижней части. Пар, по-
ступающий вслед за воздухом в ле-
дяной конденсатор, конденсируется
и не вытекает из пего. По мере пос-
тупления новых порций пара все
больше воздуха будет выходить в
нижнюю камеру, повышая в ней
давление только за счет сжатия воз-
духа. Поэтому оно невелико и со-
ставляет до 0,06 МПа сверх атмос-
ферного. Это облегчает защитную
оболочку. Холодильная система для
рефрижерации воздуха расположена
вне защитной оболочки. Большого
распространения такая система не
получила из-за значительного расхо-
да электроэнергии и сложности спе-
циального обслуживания. В совре-
менных проектах ледовые конденса-
торы больше ис применяются.
6.5. СИСТЕМЫ БАЙПАСНОЙ ОЧИСТКИ
РЕАКТОРНОЙ ВОДЫ
В связи с непрерывно протекаю-
щей коррозией конструкционных
материалов реакторного контура, а
также в связи с поступлением ес-
тественных примесей с подпиточной
водой для ВВЭР и с питательной
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
109
водой для РБМК необходима посто-
янно действующая очистная установ-
ка на реакторной воде для поддер-
жания нормируемых значений ос-
новных показателей водного режима.
Технологические схемы очистной
установки для ВВЭР и РБМК в
своей основе имеют теплообменники
для охлаждения очищаемой воды,
механические и ионообменные
фильтры смешанного действия
(ФСД), обычно применяемые для
очистки вод с малым содержанием
примесей, к числу которых относят-
ся и реакторные воды. Однако раз-
меры этих установок и давления,
при которых они работают, сущест-
венно различаются.
На АЭС существует большое ко-
личество радиоактивных вод, подле-
жащих очистке. Радиоактивность
этих вод требует их очистки на спе-
циальных водоочистках (СВО). На-
иболее важные из этих спецводо-
очисток имеют свои номера — от 1
до 7. Из их числа только байпасная
очистка реакторной воды СВО-1 ра-
ботает непрерывно и располагается
вблизи самого реактора, как единст-
Таблица
регулировании для ВВЭР
венная, связанная с ним непосредст-
венно. Остальные, работающие пе-
риодически, объединяются в само-
стоятельный отдельный корпус, по-
разному располагаемый для АЭС с
ВВЭР и с РБхМК. Эти вопросы рас-
сматриваются в гл. И и 12.
Назначение СВО-1 — поддержа-
ние норм водного режима реактор-
ных установок. Для ВВЭР состав
СВО-1 и нормы водного режима ре-
актора определяются обязательным
борным регулированием, что может
способствовать повышенному выно-
су в теплоноситель продуктов кор-
розии сталей. Поэтому наряду с
борной кислотой принято вводить и
щелочи, например аммиак, а в свя-
зи с его разложением под воздейст-
вием радиации дополнительно cine и
едкий калий (табл. 6.6); соответст-
вующий водный режим называют
смешанным аммиачно-калиевым ре-
жимом. Схема байпасной очистки
для ВВЭР-1000 представлена на
рис. 6.14. Для удешевления установ-
ка работает при сниженном в срав-
нении с реакторным давлении. Не-
посредственно у реактора, т. е. в
6.6. Показатели смешанного аммиачно-калиевого режима при борном
Показатели Нормируемые величины Примечание
Калий, мг/кг 2,5—12,0 Регулируется для поддержания величины pH не менее 5,7 при любых требуемых концентра- циях борной кислоты
Аммиак, мг/кг >5,0 Однако не более концентрации, при которой содержание водорода превышает 60 норм.мл/кг
Водород, норм, мл/кг 30—60 Поддерживается за счет регулирования пода- чи аммиака
Кислород, мг/кг 0,01 Складывается самопроизвольно
Хлориды, мг/кг <0,1 —
Фториды, мг/кг <0,1 —
Борная кислота, г/кг До 16,0 В зависимости от технологического ядерного энергетического режима работы реактора
Величина pH 5,7—10,2 Складывается в зависимости от концентраций борной кислоты, калия и аммиака
по
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
герметичной оболочке (см. рис. 6.11),
расположены только регенеративный
теплообменник 5 (рис. 6.14) и дрос-
сельное устройство 6. Остальная
часть очистной установки вынесена
за пределы оболочки. Ионобменные
фильтры 8, 9 и 10 загружены соот-
ветственно катионитом в Н-формс,
катионитом в смешанной NH4-K-
форме и анионитом в 011-форме,
которая в процессе работы псрехо-
Рис. 6.14. Очистка реакторной воды для
ВВЭР-1000 при смешанном аммиачно-ка-
лисвом режиме и борном регулировании:
1 — реактор;
2 — парогенератор;
а — ГЦН;
4—техническая вода промконтура;
5 — регенеративный теплообменник;
6 — дроссельное устройство;
7 — доохладитель;
S — Н-катиопитовый фильтр;
9 — ШЦ-К-катионитовый фильтр;
10 — анионитовый фильтр;
11 — механический фильтр;
12 — подача добавочной обессоленной воды;
13 — подпиточные насосы;
14 —деаэратор подпитки;
15 — теплообменник деаэратора;
16 — сброс запирающей воды ГЦН;
17 — выпар деаэратора подпитки
дит в борнокислую форму. После
ионообменных фильтров вода мо-
жет быть направлена на механиче-
ские фильтры И для улавливания
мелких фракций смол в случае их
выноса из фильтров 8, 9, 10. Очи-
щенная вода поступает в деаэратор
подпитки 14, рассчитанный на дав-
ление около 1,2 МПа. Сюда же по
линии 16 поступают и протечки за-
пирающей воды ГЦН (см. рис. 6.8).
Греющий пар поступает в поверх-
ностный теплообменник 15
(рис. 6.14). Вода в баке прогревает-
Рис. 6.15. Схема деаэратора подпитки реак-
тора ВВЭР-1000:
1 — вертикальный бак;
2 — дегазационная колонка;
3, 4 — центральная и периферийная распредели-
тельные камеры;
5, 6 — центральная и периферийная струйные ка-
меры;
7, 8 — насадочные колонны;
9 — теплообменник;
10—отвод продеаэрнроваипой воды;
11 — глухой щнт;
12 — переливная перегородка
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
111
ся до температуры насыщения и
частично парообразуется. Образо-
вавшийся пар вентилирует деаэра-
торную головку и уносит с собой га-
зовые составляющие для последую-
щего дожигания водорода и сброса
остальных газов через систему тех-
нологических сдувок.
Схема деаэратора подпитки по-
казана на рис. 6.15. В него же по-
даются и все реагенты. При малых
нагрузках в работе находятся цент-
ральные распределительная 3 и
струйная 5 камеры и насадочная
колонна 7. При полной нагрузке в
работу включаются также перифе-
рийные распределительная 4 и
струйная 6 камеры и насадочная
колонна 8. Поэтому деаэратор обе-
спечивает хорошую деаэрацию при
любой нагрузке. Керамические на-
садки в дополнение к струям обес-
печивают равномерность контакта
деаэрируемой воды и пара.
Из деаэратора подпитки вода
возвращается подпиточными насо-
сами в реактор и на уплотнения ва-
ла ГЦН. Всего установлено три на-
соса— рабочий, резервный и ремон-
тируемый. В деаэратор подают все
необходимые реагенты и обессолен-
ную воду для подпитки реактора
(для восполнения неизбежных, хо-
тя и весьма незначительных, потерь
теплоносителя, например на отбо-
ры проб воды реактора). Таким
образом, установка байпасной очи-
стки одновременно решает и вопро-
сы подпитки реактора. Расход воды
на очистку для ВВЭР-1000 состав-
ляет 40 т/ч. Описанная установка
применяется и для ВВЭР-440*, но
расход воды на очистку меньше —
20 т/ч. При обесточивании АЭС бай-
* На первых блоках ВВЭР-440 бай-
пасная очистка реакторной воды выполня-
лась иначе.
паевая очистка выключается из ра-
боты.
Для одноконтурных АЭС борное
регулирование не используют, так
как потребовались бы очень боль-
шие расходы борной кислоты в свя-
зи с се выносом вместе с паром и
сорбцией на конденсатоочистке.
Водный режим осуществляется как
бескоррскционный с байпасной
очисткой реакторной воды под пол-
ным давлением реактора, которое
существенно меньше, чем для
ВВЭР.
Нормирование воды реактора
одноконтурной АЭС характеризует-
ся показателями, приведенными
ниже:
Фториды, мкг/кг...........<100
Хлориды, мкг/кг...........<100
Жесткость, мкг-экв/кг . . <5
Крсмнекислота, мг/'кг . . . 0,5—1,0
Оксиды меди в пересчете
на Си, мкг/кг...............<50
Радиоактивность, Ки/кг . . < 10~4
Расход воды на очистку опреде-
ляют обычно по хлоридам, так как
аустенитные нержавеющие стали
(основной конструкционный мате-
риал реакторного контура) склонны
к коррозии под напряжением, усу-
губляемой в присутствии хлоридов.
Если для РБМК-1000 расход пита-
тельной воды составляет 5600 т/ч, а
К 1рубопроводу
питательной воды
Рис. 6.16. Схема очистки реакторной воды
для РБМК-1000:
1 — регенеративный теплообменник;
2 — доохладитель;
3, 4 — подача и отвод технической воды промежу-
точного контура;
5— намывной перлитный филыр;
6 — ФСД;
7 — механический фильтр
1J2
Глава 6. Реакторные установки с водным теплоносителем
концентрации хлоридов после кон-
денсатоочистки — менее 4 мкг/кг, то
концентрация хлоридов па уровне
100 мкг/кг требует расхода воды на
очистку 5600-4/100 = 224 т/ч. Учиты-
вая, что обычно концентрации хло-
ридов меньше 4 мкг/кг, расход воды
на очистку принимают равным
200 т/ч. Схема байпасной очистки
для РБМК-1000 приведена на
рис. 6.16. Для преодоления сопро-
тивления очистной установки ис-
пользуется перепад ГЦН. Реактор-
ная вода проходит последовательно
намывные (перлитные) фильтры
выполняющие роль механических, и
затем ионобменные катионитпо-
апионитпые фильтры смешанного
действия (ФСД).
Из рис. 6.14 и 6.16 видно, что в
обоих случаях конечная очистка
производится на ионообменных смо-
лах. Так как смолы стойки только
до определенных температур (ка-
тионит требует температур не выше
90°С, а анионит — нс выше 40°С), то
в состав обеих очистных установок
приходится включать теплообменни-
ки охлаждения — регенеративный
и доохладитель.
6.6. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ
РЕАКТОРНЫХ УСТАНОВОК
В состав реакторных установок,
кроме рассмотренных в § 6.3—6.5,
входит еще ряд вспомогательных
систем:
контроля целостности технологи-
ческих каналов (КЦТК) реактора
РБМК — осуществляется контроль
влажности (периодически) и темпе-
ратуры (постоянно) в области меж-
ду кладкой и технологическими ка-
налами (ТК); при обнаружении
аварии реактор останавливают для
замены аварийного ТК;
контроля герметичности оболо-
чек (КГО) твэлов. Для РБМК она
осуществляется непрерывно в про-
цессе эксплуатации по активности
пароводяной смеси в ПВК у входа
их в барабаны-сепараторы. С целью
контроля вдоль каждого барабана
движется тележка с датчиками; в
случае повышенной активности те-
лежка останавливается с выдачей
сигнала на щит для замены дефект-
ного твэла. Для реакторов ВВЭР
аналогичная система действует
только в периоды перегрузок;
гелиевого заполнения реактора
РБМК. Для поддержания темпера-
тур графитовой кладки не выше
800°С, для борьбы с утечкой гелия
контур уплотнен азотом. Так как
содержание азота не должно пре-
вышать 20%. для обеспечения высо-
кого коэффициента теплоотдачи, то
часть азотно-гелиевой смеси посто-
янно отводится на очистку по прин-
ципу конденсации из смеси азота,
кислорода и аргона. Очищенный
гелий возвращается в кладку, а
азот и аргон выдерживаются в жид-
ком виде для спада активности в
специальных емкостях и затем сбра-
сываются в атмосферу;
охлаждения каналов системы
управления и защиты (СУЗ) РБМК,
для чего устанавливают бак вмести-
мостью 110 м3, водо-водяной теп-
лообменник и насос для циркуляции
обессоленной воды с целью отвода
теплоты от каналов СУЗ. В тепло-
обменнике давление охлаждающей
воды пром контур а больше, чем
охлаждаемой воды СУЗ, что ис-
ключает попадание радиоактивно-
сти в воду промконтура; часть воды
контура охлаждения (10 м3/ч) про-
ходит очистку для удаления продук-
тов коррозии;
охлаждения бассейнов выдерж-
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
113
ки отработавших твэлов реакторов
ВВЭР и РБМК, необходимая для
отвода остаточных тепловыделений
отработавшего топлива во время
его хранения;
сбора организованных протечек
первого контура ВВЭР и возврата
их в контур специальным насосом;
технологических сдувок газооб-
разных продуктов из надводного
пространства бассейнов выдержки
отработавших твэлов для реакторов
обоих типов, а также из надводно-
го пространства барботеров систе-
мы компенсации объема для ВВЭР
и технологических конденсаторов
для РБМК- Для разбавления газов
до взрывобезопасных концентраций
используется азот;
дожигания водорода из газооб-
разных сдувок. Работа всех вспомо-
гательных систем, в том числе и
других, не вошедших в перечень,
рассматривается в единой техноло-
гической связи с основным обору-
дованием реакторных установок как
в нормальной эксплуатации, так и
в аварийных условиях.
Для холодильников вспомога-
тельных систем реакторных конту-
ров, как правило, используется
только техническая вода промкон-
тура, которая, в свою очередь, ох-
лаждается исходной технической
водой в теплообменниках (см. 21
на рис. 6. 11). При этом для реакто-
ра ВВЭР-1000 по промежуточному
контуру циркулирует около
1500 м3/ч, а соответствующий рас-
ход исходной технической охлаж-
дающей воды составляет 3000 м3/ч.
Подается эта вода насосами (см. 22
на рис. 6.11), т. е. система находит-
ся в эксплуатации не только в ава-
рийных, но и в нормальных режи-
мах. Различие заключается в рез-
ком увеличении прокачки воды на-
сосами в аварийных режимах, кото-
рое осуществляется соответствую-
щими регулировочными вентилями.
Сказанное относится ко всем трем
независимым системам (см. рис.
6.11).
ГЛАВА 7
ПАРОТУРБИННЫЕ УСТАНОВКИ АЭС С ВОДНЫМ
ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
7.1. ОСОБЕННОСТИ ПАРОТУРБИННЫХ
УСТАНОВОК НА НАСЫЩЕННОМ ПАРЕ
Основные особенности паровых
турбин АЭС с ВВЭР и РБМК свя-
заны с их работой па насыщенном
паре и потому с относительно ма-
лым тсплопсрепадом (большие рас-
ходы пара) и работой большей час-
ти ступеней па влажном паре. Со-
ответствующий цикл паротурбинной
установки обоснован в гл. 3, где по-
казана также необходимость сепа-
рации и промперегрева между ча-
стью среднего давления (ЧСД) и
частью низкого давления (ЧЙД)
турбины.
ЧСД турбины выполняется в ви-
де одного цилиндра среднего дав-
ления (ЦСД), а ЧНД турбины сос-
тоит обычно из нескольких цилинд-
ров низкого давления (ЦНД), при-
чем каждый из них выполнен двух-
поточным. Пар после ЦСД и сепа-
5—500
114
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
ратора-промперегревателя поступа-
ет параллельно во все ЦНД.
В любых паровых турбинах, за
исключением противодавленческих,
приходится иметь дело с работой на
влажном паре. Если для турбин
ТЭС на перегретом паре это отно-
посится только к последним ступе-
ням ЦНД (см. рис. 14.5), то для ма-
шин на насыщенном парс большая
часть ступеней работает на влаж-
ном паре. Только начальные ступе-
ни ЦНД, т. е. ступени после проме-
жуточного перегрева пара между
цилиндрами, работают на перегре-
том паре. Влияние влажности пара
отрицательно сказывается па тепло-
вой экономичности установки —
внутренний относительный КПД тур-
бины при работе на влажном паре
уменьшается. Приближенно можно
считать, что
lo i вл — "Go i-^cp/lOO, (7.1)
т. е. увеличение средней влажности
пара на 1% приводит к уменьше-
нию внутреннего относительного
КПД турбины также примерно па
1%.
Влажность пара отрицательно
влияет на работу турбины также и
в связи с эрозией лопаток. Сущест-
вуют методы отвода влаги из про-
точной части турбины. Конструкции
внутр итурбинных влагоудаляющих
устройств различны. Значительная
часть влаги отбрасывается к корпу-
су по поверхности лопаток рабочего
колеса, поэтому такие сепарацион-
ные устройства целесообразно рас-
полагать непосредственно за рабо-
чим колесом, тогда отведенный кон-
денсат уже не будет оказывать
вредного влияния на работу после-
дующих ступеней турбины. Для
последней ступени ЦНД отводят
влагу также и с помощью влаго-
улавливающего устройства, распо-
ложенного за сопловым аппаратом.
Для удаления влаги из влаго-
улавливающей камеры отсасывает-
ся некоторое количество пара, ко-
торый направляется затем в регене-
ративную систему. Эффективность
влагоудалеиия возрастает с увели-
чением отсоса, однако при этом воз-
растает недовыработка электроэнер-
гии на отсасываемом паре. Хотя
теоретически было бы целесооб-
разно отводить влагу после каждой
ступени, виутритурбиипые влаго-
улавливающие устройства распола-
гают только в ЦНД, где в связи с
большими диаметрами проточной
части турбины эрозионный износ ло-
паточного аппарата проявляется
сильнее.
Эрозионные разрушения лопаток
паровых турбин начинаются с их
поверхности. Поэтому для снижения
эрозии применяют различные спосо-
бы упрочнения поверхности лопа-
ток— хромирование, местную за-
калку кромок, нагартование, упро-
чнение поверхностного слоя элект-
роискровым способом и др. На оте-
чественных заводах наиболее рас-
пространен последний способ. Со-
вершенно обязательно упрочнение
поверхностного слоя лопаток для
последних ступеней. Для этих це-
лей используется стеллит, но беско-
бальтовый. Эффективность защит-
ных мероприятий в решающей мере
зависит от качества их выполнения,
причем при плохом выполнении эро-
зия идет в еще большей мере, чем
в отсутствие защитных мероприятий.
В последние годы стали изготовлять
лопатки для влажного пара из
эрозионностойких материалов. На-
ряду с этим продолжаются поиски
наиболее эффективных влагоудаля-
ющих внутритурбинных устройств в
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
115
сочетании с выбором более рацио-
нальных конструктивных и газоди-
намических параметров.
Наиболее эффективен вывод
влаги через отборы турбины, осо-
бенно если число отборов отвечает
числу ее ступеней. Уменьшение
влажности при отводе влаги с гре-
ющим паром системы регенерации
в процессах, изображаемых на
h, s-диаграмме, обычно не учитыва-
ется. Это означает, что влажность
по ступеням и за турбиной в дейст-
Таблица 7
вительности меньше, чем это следу-
ет из тепловых процессов в h, s-
диаграмме.
7.2. РАЗВИТИЕ ТУРБИН
НАСЫЩЕННОГО ПАРА
В гл. 3 указывалась эффектив-
ность повышения давления перед
турбиной, а в гл. 2 — увеличения ее
единичной мощности.
Этот процесс наглядно виден из
табл. 7.1. Основные характеристики
. 1. Развитие турбин насыщенного пара для АЭС с ВВЭР
Основные показатели ВВЭР-440 ВВЭР-1000
Нововоронеж- ская АЭС (5-й блок) Запорожская АЭС Ровенская АЭС
Мощность блока, МВт 440 1000 1000 1000
Единичная мощность турбины, /МВт 220 500 1000 1000
Начальное давление, МПа 4,3 5,88 5,88 5,88
Число турбин на блок 2 2 1 1
Частота вращения, с-1 50 25 25 50
Таблица 7.2 Основные характеристики турбин насыщенного пара для АЭС с ВВЭР
Основные показатели Тип турбины
К-220-44 (рис. 7.1, а) К-1000-60/1500 (рис. 7.1, б) К-1000-60/3000 (рис. 7.1, в)
Мощность, МВт 220 1000 1000
Частота вращения, с-1 50 25 50
Начальное давление, МПа 4,3 5,88 5,88
Давление в конденсаторе, кПа 5 4 4
Разделительное давление, МПа Температура перегрева, С 0,300 1,2 0,583
241 250 250
Температурный напор на выходе промежу- точного перегревателя, 1С 13,9 24,3 24,3
Конечный подогрев питательной воды в регенеративной системе, "С 225 225 220
Расход пара на турбину при номинальном режиме, т/ч 1439 6160 6430
Количество двухпоточных ЦНД 2 3 4
Количество выхлопов 4 6 8
Мощность на один выхлоп, МВт 55 166 125
Общая длина турбины -J- генератор, и 42,0 57,8 74,0
Удельный расход теплоты на турбинную установку брутто, кВт/(кВт-ч) 3,2-10s 2,88-103 2,92-103
5*
116
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
Таблица 7.3. Основные характеристики турбин насыщенного пара для АЭС с РБМК
Основные показатели Тип турбины
К-500-65/3000 (рис. 7.2, а) К-750-65/3<’00 (рис. 7.2, б)
Мощность, МВг 500 750
Частота вращения, с-1 50 50
Начальное давление, МПа 6,45 6,36
Давление в конденсаторе, кПа 4 4,5
Разделительное давление, МПа 0,348 0,475
Температура перегрева, СС 265 263
Температурный напор на выходе промежуточного перегревателя, °C 14,5 16,5
Конечный подогрев питательной воды в регенера- тивной системе, СС 165 190
Расход пара на турбину при номинальном режи- ме, т/ч Количество двухпоточных ЦНД 2855 4280
4 4
Количество выхлопов 8 8
Мощность на один выхлоп, МВт 62,5 93,7
Общая длина турбины генератор, м 56,0 65,7
Удельный расход теплоты на турбинную установку брутто, кВт/(кВт-ч) 3,08-103 2,98-10?
турбин насыщенного пара приведе-
ны в табл. 7.2* и 7.3*. Процессы в
h, s-диаграммах для всех турбин,
упомянутых в этих таблицах, приве-
дены на рис. 7.1 и 7.2. Из табл. 7.2
и 7.3 видно, что для турбинных ус-
тановок, так же как и для пароге-
ператорпых и реакторных, харак-
терно последовательное увеличение
единичных мощностей и повышение
начального давления. Важным воп-
росом развития турбинных устано-
вок на насыщенном паре, в свете
увеличения их мощности, является
выбор частоты вращения — 50 или
25 с41. Быстроходные турбины
меньше по габаритам и затратам
металла, поэтому турбины для АЭС
начали свое развитие с числа обо-
ротов 50 с-1. Увеличение мощностей
* Для всех турбин, кроме К-220-44,
цилиндр среднего давления выполняется
двухпоточным.
до 500 и 750 МВт не встретило осо-
бых сложностей. Однако создание
быстроходной машины па 1000 МВт
было сложнее. Чем больше про-
ходное сечение последней ступени,
тем больше эрозионное воздействие
на лопаточный аппарат. Уменьшить
его можно было бы увеличив дав-
ление за турбиной, однако при этом
снизилась бы термическая эффек-
тивность. Разрешение этого проти-
воречия конструкторы нашли в при-
менении для последней ступени
турбины титановой лопатки вместо
стальной. Тем не менее влажность
пара после ЦНД принята всего 8%
(см. рис. 7.1, в) в сравнении с
влажностью 13%. (см. рис. 7.1, б)
для тихоходной машины той же
мощности. Более подробное сопос-
тавление характеристик последней
ступени этих машин приведено в
табл. 7.4.
Считается, что мощность
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
117
Рис. 7.1. Процессы в /zs-диаграммах для
турбин насыщенного пара для АЭС с
ВВЭР:
а — К-220-14; в — К-1000-60/3000
б — К-1000-60/1500-2;
Рис. 7.2. Процессы в /zs-диаграммах для
турбин насыщенного пара для АЭС с
РБМК:
а — К-500-65/3000;
б — К-750-65/3000
1000 МВт является предельной для
быстроходных машин *. Дальней-
шее увеличение мощности турбин
насыщенного пара возможно толь-
ко в тихоходном варианте, как это
и имеет место для зарубежных ма-
шин мощностью 1200 и 1300 /МВт.
* Это не противоречит сооружению
быстроходной турбины 1200 МВт на Кост-
ромской ГРЭС; напомним, что эта турбина
работает на перегретом паре сверхкрити-
ческих параметров, т. е. в условиях малых
конечных влажностей после турбины.
118
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
Таблица 7.4. Сопоставление последней ступени быстроходной и тихоходной турбин
мощностью 1000 МВт
Параметры последней ступени Тип турбины
К-1009-60/3000 К-1000-60/1500
Частота вращения, с-1 50 25
Длина последней лопатки, м 1,2 (титан) 1,45 (сталь)
Средний диаметр, мм 3000 4150
Торцовая площадь одного выхлопа, м2 11,3 18,9
Объемный расход пара через один вы- 3410 4550
хлоп, м3/с Периферийная скорость, м/с 658 440
Влажность пара после турбины, % 8,2 13,0
Влажность пара после ЦСД для
всех турбин, равно как и для двух
рассмотренных выше турбин АЭС,
допустима большей, чем после ЦНД,
что объясняется меньшими диамет-
рами последней ступени ЦСД в
сравнении с ЦНД и поэтому мень-
шими окружными скоростями и эро-
зионным воздействием влаги.
Из табл. 7.2 и 7.3 и из рис. 7.1
и 7.2 видно, что наименьшее давле-
ние за турбиной составляет
0,004 МПа, что обосновано в гл. 3.
Из табл. 7.2 видно также углубле-
ние вакуума при переходе от тур-
бины 220 МВт к турбинам 1000 МВт,
что способствует повышению тепло-
вой экономичности (снижение удель-
ного расхода теплоты), хотя для
турбин большой мощности осущест-
вить более глубокое расширение
пара сложнее.
Преимущества тихоходных тур-
бин заключаются в возможности
значительного увеличения торцовой
площади единичного выхлопа, что
позволяет уменьшить число ЦНД
(см. табл. 7.2) и выходные потери.
В связи с этим при равных началь-
ных давлениях пара перед турбиной
и вакуума в конденсаторе тихоход-
ные турбины имеют более высокую
термическую эффективность в срав-
нении с быстроходными. В сравне-
нии с быстроходными турбинами ти-
хоходные имеют и недостатки: боль-
шие затраты металла и трудоем-
кость изготовления.
Один из показателей развития
блоков АЭС — рост давления пара
перед турбиной, что видно из
табл. 7.2 и 7.3. Однако при этом
ухудшаются условия работы регу-
лирующих органов турбины. Паро-
генератор (см. гл. 5) или реактор
(см. гл. 6), строго говоря, выдают
не сухой насыщенный нар, а пар с
влажностью 0,2%. и даже 0,5%.
Наибольшее значение энтальпии
насыщенного пара имеют место в
области давлений от 2,9 до 3,1 МПа.
Для давлений выше 3,1 МПа эн-
тальпии насыщенного пара умень-
шаются. В связи с этим при дрос-
селировании пара в паропроводах
до входа в турбину влажность па-
ра увеличивается. Для турбин АЭС
с ВВЭР это показано в табл. 7.5,
причем для сравнения приведены
расчеты и для первых турбин пасы-
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
119
Таблица 7.5. Изменение влажности пара на пути от парогенератора до турбины
для блоков ВВЭР
Турбины Дави епие пара, МПа Энтальпия пара, кДж/кг Теплота па- рообразова- ния для дав- ления перед турбиной, кДж/кг Рост влаж- ности пара при дросселирова- нии А со, %
в парогене- раторе перед тур- биной в парогене- раторе перед тур- биной
К-70-29 3,2 2,9 2801,8 2801,8 1802,3 0
К-220-44 4,6 4,3 2795,2 2797,2 1681,7 +0,119
К-1000-60/1500 6,26 5,88 2778,8 2783,3 1569,4 +0,285
щенного пара с начальным давле-
нием 2,9 МП а перед турбиной, от-
вечающим максимальному значению
энтальпии пара.
Из табл. 7.5 следует, что с рос-
том мощности турбин в связи с од-
новременным увеличением давления
возрастает (и заметно) влажность
пара, поступающего в регулирую-
щие устройства турбины даже при
поминальном режиме. При частич-
ных нагрузках имеет место еще и
дросселирование в самих регули-
рующих органах турбины. В резуль-
тате влажность пара может дойти
до 1,0—1,5%. Это в определенной
мере снижав г надежность работы,
а потому и длительность межре-
монтного периода, поэтому целесо-
образен хотя бы незначительный
перегрев пара, например на 30—
40°С. Такой перегрев повысил бы
тепловую экономичность турбины
за счет уменьшения влажности па-
ра в ЦСД. Перегрев пара относи-
тельно легко может быть осущест-
влен в парогенераторах, особенно
при их вертикальной конструкции
(см. гл. 5).
Рис. 7.3. Повышение экономичности тур-
бинной установки на насыщенном паре в
зависимости от давления в сепараторе и
промежуточном пароперсгреватслс:
7.3. ВЫБОР РАЗДЕЛИТЕЛЬНОГО
ДАВЛЕНИЯ МЕЖДУ ЦСД И ЦНД
И ТЕМПЕРАТУРЫ ПРОМЕЖУТОЧНОГО
ПЕРЕГРЕВА
Необходимость сепарации и про-
межуточного перегрева пара после
ЦСД турбины, показанная в гл. 3,
подтверждается процессами в тур-
бинах (см. рис. 7.1 и 7.2). Одна из
важных задач при разработке этих
устройств — выбор давления в них.
Зависимости выигрыша в тепловой
экономичности установки от разде-
лительного давления имеют опти-
1 — только сепарация;
2— сепарация и одноступенчатый промежуточный
перегрев;
3 — сепарация и двухступенчатый промежуточный
перегрев
120
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
мум (рис. 7.3), из которого видно,
что для сепарации без перегрева
оптимальное разделительное давле-
ние лежит в широких пределах —
от 5 до 20% от начального (0,3 —
1,2 МПа при начальном давлении
6 /МПа); дополнение сепарации па-
ра одноступенчатым промежуточ-
ным перегревом дает оптимальное
давление около 20% от начального
давления (1,2 МПа при начальном
давлении 6 МПа); для сепарации и
двухступенчатого промежуточного
перегрева оптимальное разделитель-
ное давление лежит в пределах
10—20% от начального (0,6—
1,2 МПа при начальном давлении
6,0 МПа).
Осуществление промежуточного
перегрева пара без его предвари-
тельной осушки недопустимо, так
как это потребовало бы расхода
греющего пара па испарение влаги,
образовавшейся в ЦСД, вместо то-
го, чтобы это количество пара про-
извело работу в турбине. Глубокая
осушка не требуется — достаточна
сепарация до влажности около 1%,
так как за этим пределом резко
возрастают необходимые объемы се-
парационных устройств, и без того
значительные, потому что через них
проходит полный расход пара из
ЦСД. Промежуточный перегрев
осушенного пара по может быть
осуществлен путем смешения его
со свежим паром. Смешение насы-
щенного пара среднего давления
с осушенным паром низкого давле-
ния даст не перегретый нар, а на-
сыщенный пар промежуточного
давления. Для перегрева пара не-
обходим поверхностный перегрева-
тель. Если перегрев осуществляется
одноступепчато, то греющей средой
является свежий пар; если двухсту-
пенчато, то свежий пар является
греющей средой только для второй
ступени, а в качестве греющей сре-
ды для первой ступени перегрева
используется пар из первого отбора
турбины.
Сепарация и промежуточный пе-
регрев осуществляются в едином ап-
Рнс. 7.4. Схема установки промежу-
точного сепаратора-перегревателя:
1 — греющий свежий пар;
2 — греющий пар из первого отбора;
3 — отсечная заслонка;
4 — сепарационные устройства;
5 — отвод сепарата;
6 — перегреватель второй ступени;
7 и 9— отводы конденсатов греющих па-
ров из первой и второй ступеней
перегревателя;
8 — перегреватель первой ступени;
10 и 11 — сборники конденсатов греющих
паров первой и второй ступеней
перегревателя;
12 — сспаратосборник
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
121
парате (СПП), конструктивная схе-
ма которого представлена на
рис. 7.4.
Из табл. 7.1 и 7.2 видно, что раз-
делительные давления для турбин
К-200-44 и К-500-65/3000 нс являют-
ся оптимальными. Для ускорения
выпуска турбин для АЭС ЦНД для
этих машин пе разрабатывались
специально, а были взяты теми, же,
что и для турбин сверхкритических
параметров обычных ТЭС. Это и
предопределило значение раздели-
тельного давления. Таким образом,
небольшая потеря тепловой эконо-
мичности турбин первых АЭС поз-
волила решить важную народнохо-
зяйственную задачу в необходимые
сроки. Одновременно было начато
проектирование ЦНД специально
для условий АЭС. Для турбины
К-750-65/3000 разделительное дав-
ление 0,475 МПа (см. табл. 7.3)
приблизилось к оптимальному, а
для турбин мощностью 1000 МВт
разделительные давления оптималь-
ны (см. табл. 7.2).
Для окончательного выбора раз-
делительного давления недостаточ-
но зависимостей, показанных на
рис. 7.3, необходимы еще технико-
экономические расчеты, учитываю-
щие затраты па поверхности тепло-
обмена промперегревателя, которые
будут тем меньше, чем больше дав-
ление. Это связано с двумя факто-
рами: во-первых, при одинаковых
конечных температурах перегрева
количество передаваемой теплоты
уменьшается с увеличением давле-
ния (температуры) насыщенного
пара, поступающего на перегрев;
во-вторых, чем выше давление пе-
регреваемого пара, тем больше ко-
эффициент теплоотдачи от поверх-
ности нагрева к пару, входящий в
общий коэффициент теплопередачи
пароперегревателя. Но следует
иметь в виду, что с увеличением
давления перегреваемого пара
уменьшаются температурный напор
на входе в первую ступень перегре-
ва и средний температурный напор.
В результате увеличиваются пот-
ребная поверхность теплообмена и
габариты СПП.
Важен также выбор конечной
температуры перегрева пара, так
как от него зависят как тепловая
экономичность турбинной установ-
ки, так и затраты на поверхность
нагрева пароперегревателя. При
постоянной температуре греющего
пара выбор более высокой конеч-
ной температуры промежуточного
перегрева хотя и повысит тепловую
экономичность, но одновременно
приведет и к увеличению потребной
поверхности нагрева за счет паде-
ния температурного напора на вы-
ходе из СПП, что удорожает уста-
новку. Минимальный температур-
ный напор, г. е. напор на горячей
стороне пароперегревателя, выби-
рают на основе технико-экономи-
ческих соображений. Оптимальное
его значение составляет 20—25°С.
Этот температурный напор равен
разности температуры свежего пара
и конечной температуры перегре-
ваемого пара. Для турбин К-220-44,
К-500-65/3000 и К-750-65/3000 он
составляет соответственно 13,9;
14,5 и 16,5°С (см. табл. 7.2 и 7.3).
Такие параметры дают возможность
получить наиболее высокую темпе-
ратуру перегреваемого пара и наи-
больший выигрыш в тепловой эко-
номичности турбины. Однако при
этом стоимость установленного ки-
ловатта и некоторые другие харак-
теристики установки становятся
менее благоприятными. Для турбин
К-1000-60/3000 и К-1000-60/1500 тем-
122
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
пературный напор составляет 24,3ЭС,
что уже является оптимальным.
Из рис. 7.3 видно, что переход
от одноступенчатого перегрева к
двухступенчатому дает небольшие
преимущества. Но одноступенчатый
перегрев конструктивно и компоно-
вочно проще. Поэтому для мощных
турбин одноступенчатый перегрев
становится предпочтительным.
В связи с низкими давлениями
в СПП размеры их корпусов полу-
чаются очень большими. Для тур-
бин мощностью 1000 МВт требуется
установка четырех СПП диаметром
4 м и высотой 8 м. Объем пара, со-
держащийся в этих корпусах и сое-
динительных паропроводах, мог бы
поступать в ЦНД и после закрытия
стопорного клапана перед ЦСД.
Поэтому в отличие от турбин пе-
регретого пара на турбинах насы-
щенного пара перед каждым
ЦНД устанавливают отсечные
заслонки.
Промежуточные сепарацию и па-
роперегрев в принципе можно было
бы осуществлять многократно. Од-
нако наряду с некоторым повыше-
нием тепловой экономичности такие
схемы приводят к увеличению числа
последовательно включенных частей
турбины. Это вызывает значитель-
ное удорожание как самой турбины,
так и паропроводов от турбины к
СПП и от СПП к цилиндрам тур-
бины. В связи с этим применяются
только однократные сепарация и
промперегрев. Материалом для теп-
лообменной поверхности паропере-
гревателя рекомендуется сталь
08Х14МФ, не склонная к коррозии
под напряжением в условиях высо-
ких концентраций хлоридов, неиз-
бежных при досушке пара перед
его перегревом.
7.4. НЕКОТОРЫЕ ОСОБЕННОСТИ
РАБОТЫ ТУРБИННОЙ УСТАНОВКИ
НА РАДИОАКТИВНОМ ПАРЕ
Протекание через турбинную ус-
тановку радиоактивного пара спо-
собствует радиоактивности отдель-
ных ее элементов. Это должно учи-
тываться при размещении оборудо-
вания и организации его эксплуа-
тации. Ниже показаны данные за-
меров уровней у-излучений (мР/ч)
в длительной эксплуатации для ма-
шинного зала Дрезденской АЭС
(США) в сопоставлении с некото-
рыми ее значениями для реакторно-
го зала:
Вблизи паропровода свежего пара . . 700
Клапанная коробка турбины .... 300
Конденсатоочистка (в конце цикла
работы, перед регенерацией) . . . .100
Водяная емкость конденсатора ... 11
Трубная доска конденсатора .... 5
Питательный насос..................0,5
Подогреватели питательной воды:
первый по ходу воды............0,5
последний по ходу воды .... 225
Радиоактивность пара, связан-
ная с газовой активностью, быстро
спадает при останове оборудова-
ния. Из приведенных данных видно,
что в машинном зале наибольшая
радиоактивность связана со свежим
паром; ее следует учитывать при
компоновке машинного зала.
Трубопроводы, подающие свежий
пар к турбине, прокладывают в бе-
тонных коридорах, служащих био-
логической защитой. Пар подводит-
ся к клапанной коробке турбины в
ее нижней части под отметкой об-
служивания. Уровень излучения в
области клапанной коробки турби-
ны и всего ЦСД высок. Поэтому
ЦСД обеспечен съемной биологи-
ческой защитой. Для ЦНД специ-
альная биологическая защита не
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
123
требуется, так как в связи со спа-
дом уровня радиоактивности для
ЦНД достаточной защитой являет-
ся его корпус.
Относительно большой уровень
радиоактивности фильтров конден-
сатоочистки характерен для конеч-
ного периода их эксплуатации и
связан с накоплением в них радио-
активных продуктов коррозии. В на-
чальный период эксплуатации
фильтров их радиоактивность нахо-
дится на уровне активности в во-
дяной емкости конденсаторов. Во-
дяные емкости конденсаторов и
конденсатоочистку снабжают био-
логической защитой. Радиоактив-
ность подогревателей регенератив-
ной системы турбины различна, как
показано выше. Если в первом по
ходу воды подогревателе уровень
радиоактивности низок, то в послед-
нем он относительно высок. Грею-
щий пар в последний подогреватель
подводится из головной части ма-
шины, конденсация его в корпусе
подогревателя приводит к относи-
тельно высокой радиоактивности во-
дяной емкости. Радиоактивность
конденсата греющего пара выше,
чем радиоактивность самого пара,
так как массовое количество среды
в водяном объеме подогревателя
больше, чем в паровом его объеме.
Водяная емкость подогревателей
регенеративной системы турбин од-
ноконтурной станции тоже требует
биологической защиты. Безусловно,
необходима биологическая защита
сборников сепарата и конденсатов
греющих паров СПП.
Для любой турбины необходима
подача пара для лабиринтовых уп-
лотнений. Для турбин двухконтур-
пых АЭС пар на уплотнения под-
водится от паровой линии собствен-
ных нужд, связанной со вторым
контуром и -поэтому нс радиоактив-
ной. В связи с радиоактивностью
пара на одноконтурных АЭС ис-
пользовать его в лабиринтовых уп-
лотнениях нельзя, чтобы не ухуд-
шать радиационную обстановку
машинного зала. Поэтому для пи-
тания лабиринтовых уплотнений
турбин одноконтурных АЭС прихо-
дится включать в их регенератив-
ную систему испарители для вы-
работки нерадиоактивного пара.
Схема такого испарителя пред-
ставлена на рис. 7.5. В корпусе ис-
парителя свободно подвешена
греющая секция 12, представляю-
г
Рис. 7.5. Схема вертикального испарителя
с барботажной промывкой пара:
1 — выход вторичного пара;
2 — жалюзийный сепаратор;
3 — вход греющего пара;
4 — вход питательной воды;
э — паропромывочный дырчатый лист;
6 — водоуказательный прибор;
7 — выход конденсата греющего пара;
8 — спуск воды из корпуса испарителя;
9 — продувка испарителя;
10 — направляющая перегородка;
11 — корпус испарителя;
12—греющая секция;
13 — опускная труба
124
Глава 7. Паротурбинные установки АЭС с водным теплоносителем
щая собой две трубные дос-
ки, в которые ввальцованы верти-
кальные стальные трубы. Греющий
первичный пар входит в испаритель
по линии 3 и омывает трубки сна-
ружи, для большей полноты омы-
вания имеется направляющая пере-
городка. Конденсат греющего пара
стекает по вертикальным трубкам,
собирается в нижней части секции
и отводится по линии 7 в систему
регенерации. Для того чтобы из ис-
парителя не уходил нескопденсиро-
вавшийся пар, па линии 7 устанав-
ливают конденсатоотводчик. Пита-
тельная вода для испарителя отби-
рается из деаэратора и по линии 4
подается в водяной объем корпуса
под греющей секцией, смешивается
с циркулирующей водой и поступа-
ет внутрь трубок, из которых выхо-
дит пароводяная смесь. Пар с уров-
ня зеркала испарения уходит в па-
ровой объем, а отделившаяся от
пего вода опускается по кольцево-
му сечению между обечайкой грею-
щей секции и корпусом. Таким об-
разом, в испарителе осуществляется
естественная циркуляция за счет
разности удельных плотностей воды
в кольцевом сечении и пароводяной
смеси внутри трубок.
Уровень воды в корпусе должен
обеспечивать постоянное подтопле-
ние греющей секции. Если уровень
будет ниже ее, то часть поверхнос-
ти нагрева выключится из работы и
паропроизводнтелы-юсть испарителя
упадет. Для контроля уровня па
корпусе испарителя устанавливают
водоуказательный прибор, а для
поддержания заданного уровня —
регулирующий клапан на липин пи-
тательной воды.
Пар, выходящий с зеркала ис-
парения, называемый вторичным
паром, уносит с собой тем больше
примесей, чем выше его влажность
и концентрация веществ в воде ис-
парителя. Для поддержания приме-
сей на постоянном допустимом
уровне из корпуса испарителя орга-
низуют непрерывную продувку по
линии 9, на величину расхода ко-
торой должно быть увеличено пи-
тание испарителя. Пар осушается
при движении вверх внутри корпу-
са. Развитие парового объема в вы-
соту повышает вероятность выпаде-
ния из пара капель влаги. Однако
очень глубокая осушка потребовала
бы не только большой высоты па-
рового объема, но и весьма малых
нагрузок пара по сечению, что су-
щественно увеличило бы габариты
испарителя. Так как питательной
водой АЭС является конденсат вы-
сокой чистоты, то ограничиваются
неглубокой его осушкой, а улуч-
шения качества пара добиваются
путем организации промывки в па-
ровом объеме.
Па рис. 7.5 изображена односту-
пенчатая промывка пара, для осу-
ществления которой вся питатель-
ная вода испарителя подается на
паропромывочное устройство равно-
мерно через кольцевую трубку с
отверстиями и уже после этого по
сливным трубам опускается в водя-
ной объем испарителя. Так как в
испаритель питательная вода вхо-
дит несколько недогретой до кипе-
ния, то в паропромывочном устрой-
стве она нагревается до кипения за
счет конденсации части пара, на
значение которой паропроизводи-
тсльность греющей секции отлича-
ется от расхода вторичного пара из
испарителя. Такой прогрев целесо-
образен и с точки зрения естествен-
ной циркуляции в водяном объеме
испарителя, так как при этом пар
образуется практически по всей вы-
Глава 8. Конденсационные установки
125
соте трубок греющей секции без
экономайзерного участка, умень-
шающего движущий напор, а сле-
довательно, и коэффициент тепло-
отдачи к кипящей воде, зависящий
от скорости циркуляции.
Вторичный пар, проходя йерез
слой воды на паропромывочном
устройстве, оставляет влагу, выне-
сенную из водяного объема испа-
рителя, и уходит из него, унося с
собой существенно более чистую
промывочную воду. После промы-
вочных устройств пар отводится из
испарителя по линии /, располо-
женной в центре корпуса. Это мо-
жет вызвать неравномерное течение
пара по сечению парового объема и,
как следствие, повышение скорости
пара, больший унос влаги и свя-
занное с этим ухудшение качества
пара. Во избежание этого перед
выходом пара устанавливают жа-
люзийный сепаратор, выравниваю-
щий сопротивления на пути пара по
всему сечению испарителя. Вторич-
ный пар испарителя направляется в
лабиринтовые уплотнения турбины.
Обычно на турбину устанавливают
два испарителя производитель-
ностью по 25 т/ч.
Пар, подаваемый па уплотнения
вала турбины, отсасывается из них
специальным эжектором уплотне-
ний. Эжекторы уплотнений турби-
ны работают постоянно, как и ос-
новной эжектор (см. гл. 8). Как и
для основного эжектора, теплота
холодильников эжекторов уплотне-
ний реализуется в регенеративной
схеме турбинной установки
(см. гл. 9).
В турбинах АЭС с водным теп-
лоносителем возможны отложения
на лопатках. В связи с работой
турбин на влажном паре эти отло-
жения существенно меньше, чем для
турбин обычных ТЭС, и па эконо-
мичности турбины они не отража-
ются. Однако в случае одноконтур-
ной АЭС эти отложения радиоак-
тивны и могут поэтому затруднить
доступность оборудования для ре-
монта. ' Особенно это относится к
СПП, в которых происходит полная
осушка пара и его перегрев и от-
ложения неизбежны. Поэтому необ-
ходимо стремиться к возможно
меньшему выносу примесей паром
из реактора. Для этого существуют
два одновременно реализуемых пу-
ти— поддержание влажности па
возможно малом уровне и обеспече-
ние требуемой нормами чистоты во-
ды реактора за счет его байпасной
очистки (см. гл. 6).
ГЛАВА 8
КОНДЕНСАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
8.1. ЗАДАЧИ И ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ
КОНДЕНСАЦИОННОЙ УСТАНОВКИ
И ВЫБОР ВАКУУМА
В КОНДЕНСАТОРЕ
Замкнутость пароводяного цик-
ла тепловых электростанций пред-
определяет необходимость конден-
сации всего расхода пара, прорабо-
тавшего в турбине. Этот процесс
осуществляется в конденсационной
установке при постоянном давлении
за счет нагрева охлаждающей воды,
температура которой ниже темпера-
туры насыщения пара. Показан-
ное на рис. 8.1 изменение темпера-
126
Глава 8. Конденсационные установки
туры охлаждающей воды отвечает
длине пути воды в конденсаторе.
Процесс конденсации может идти
при любом давлении. Однако чем
меньше температура отвода тепло-
Рис. 8.1. Соотношение температур конден-
сирующегося пара и охлаждающе?1! воды
ты цикла (что соответствует более
низкому давлению конденсации),
тем выше тепловая экономичность
паротурбинной установки при не-
изменных начальных параметрах.
Характеристики водяного пара та-
ковы, что, добиваясь расширения
пара в турбине до давлений, мень-
ших атмосферного, можно увели-
чить теплоперепад в ней на 25—30
и даже 40% в зависимости от на-
чальных параметров пара. Поэтому
задачей конденсационной установки
является также установление и под-
держание разрежения в выхлопном
патрубке турбины, а тем самым и
внутри конденсатора.
Схема конденсационной установ-
Рис. 8.2. Схема конденсационной установ-
ки:
1 — пароструйный эжектор;
2 — подвод пара к эжектору;
3 — отсос паровоздушной смеси;
4 — пар из выходного патрубка турбины;
5 — поверхностный конденсатор;
6, 7 — циркуляционный и конденсатный насосы
ки с учетом сказанного представле-
на на рис. 8.2. Из выходного пат-
рубка турбины в паровой объем'
поверхностного конденсатора посту-
пает пар, отработавший в турбине.
Рис. 8.31 Изменение
температуры конден-
сации /к в зависимо-
сти от давления в
конденсаторе
Через трубки конденсатора цирку-
ляционным насосом прокачивается
охлаждающая вода. Образовав-
шийся конденсат стекает в нижнюю
часть конденсатора и конденсатным
насосом возвращается в цикл. Для
создания разрежения в выхлопном
патрубке турбины и в конденсато-
ре в состав конденсационной уста-
новки входит пароструйный эжек-
тор. В связи с разрежением в кон-
денсаторе в его паровой объем пос-
тоянно поступает воздух из окру-
жающей среды, поэтому паровой
эжектор работает непрерывно, от-
сасывая этот воздух из конденсато-
ра вместе с некоторым количеством
пара.
Вакуум в конденсаторе сущест-
венно влияет на тепловую эконо-
мичность станции. Приближенная
числовая зависимость термического
КПД паротурбинной установки от
конечного давления пара представ-
лена на рис. 3.6, из которого сле-
дует, что, снизив давление в кон-
денсаторе с 0,004 до 0,003 МПа,
можно увеличить КПД установки
примерно на 2% и, наоборот, уве-
личение давления с 0,004 до-
Глава 8. Конденсационные установки
127
0,005 МПа приведет к снижению
экономичности более чем на 1 % •
Конденсация пара в конденсато-
ре происходит за счет нагрева цир-
куляционной охлаждающей воды от
начальной температуры toxl до ко-
нечной tox2 (см. рис. 8.1), поэтому
температура конденсации должна
превышать tox2 и может лишь приб-
лижаться к ней. Температура ох-
лаждающей воды на входе в кон-
денсатор Дх] в зависимости от
выбоанной системы технического
водоснабжения и месторасположе-
ния станции меняется в пределах
от 0 до 15°С в зимнее время и от
15 до 33°С в летнее. Если принять
нагрев воды в конденсаторе ~10°С,
то выходная температура воды ле-
том составит от 25 до 43°С. Восполь-
зовавшись зависимостью темпера-
туры от давления пара (рис. 8.3),
можно установить, что давление в
конденсаторе может при этом соста-
вить 0,0033 — 0,006 МПа. Теплооб-
мен через поверхность нагрева не
позволяет вести конденсацию пара
при температуре конденсата, рав-
ной выходной температуре охлаж-
дающей воды, и требует дополни-
тельного перепада температур б/
(см. рис. 8.1), принимаемого на
уровне 3—5°С, реже до 10°С.
С учетом этих обстоятельств теп-
ловой баланс конденсационной ус-
тановки
DK (Ак - ft') = F (ftox 2 - Лох 1), (8.1)
где DK— расход пара в конденса-
тор, кг/с; /гк и h'K — соответственно
энтальпии пара после турбины и
конденсата после конденсатора,
кДж/кг; W— расход охлаждающей
циркуляционной воды, кг/с; /lox! и
Лох2—энтальпии этой воды до и
после конденсатора, кДж/кг.
В уравнении не учтена потеря
теплоты в окружающую среду, так
как она пренебрежимо мала по
сравнению с основными членами.
Уравнение (8.1) можно переписать
в виде
tn — WIDK = (ftK — ftK)/(ftox 2 — ЛОх i) (8-2)
или
m — W/DK = (ftK — ЛК)/[(ДХ 2 — fox i) cp] •
(8.2a)
Значение m, равное отношению
расхода охлаждающей воды к рас-
ходу конденсата, называется крат-
ностью охлаждения. Теплоемкость
воды с® =4,18 кДж/кг и в малом
интервале температур tox практи-
чески постоянна. Тогда в зависи-
мости от кратности охлаждения из
равенства (8.2а) выходная темпера-
тура охлаждающей воды
Дх о = Дх ! + (Лк - Л^)/(4,18m). (8.3)
Так как температура конденса-
ции Д = Дх2 + б/, то с учетом (8.3)
можно написать
Д = Дх ! + « + (Лк - ft')/(4,18m). (8.4)
Из (8.4) следует, что температу-
ра (давление) конденсации зависит
от начальной температуры охлаж-
дающей воды и, следовательно, от
источника и системы водоснабже-
ния (см. гл. 10), а также от вре-
мени года. Но при 'одной и той же
начальной температуре охлаждаю-
щей воды вакуум в конденсаторе
существенно зависит от кратности
охлаждения, поэтому выбор вакуу-
ма в конденсаторе может быть
сделан на основе технико-экономи-
ческих расчетов. При этом следует
учитывать, что чем глубже вакуум,
тем выше экономичность турбинной
установки, меньше расход пара и
128
Глава 8. Конденсационные установки
расходы на конденсатные и пита-
тельные насосы, меньше капитало-
вложения на парообразующие ус-
тановки и на паропроводы, но тем
большими должны быть поверхность
Рис. 8.4. Зависимость давления в конденса-
торе от кратности охлаждения:
/-<ОХ1 = 10°С;
^-#ОХЩ20°С
теплообмена в конденсаторе и крат-
ность охлаждения, капиталовложе-
ния в циркуляционную установку и
расход электроэнергии на привод
циркуляционных насосов.
На рис. 8.4 приведена зависи-
мость давления в конденсаторе от
кратности охлаждения при б/ = 3°С
для трех значений входной темпера-
туры охлаждающей воды: 10, 15 и
20°С. Расчетные кривые построены
исходя из следующих соображений.
На входе в конденсатор пар обычно
бывает влажным. Теплота парооб-
разования для давлений 3—5 кПа
может быть в среднем оценена как
2430 кДж/кг. Если принять влаж-
ность пара на входе в конденсатор
в среднем равной 9%, то для кон-
денсации 1 кг пара необходимо от-
вести от него 2195 кДж/кг. Тогда
вместо (8.4) с учетом теплоемкости
воды можно написать
^ = Дх1 + Ь/ +2195/(4,18/т?) (8.4а)
или
А = ^ОХ 1 Т" 4~ 525//7? .
Из рисунка видно, что увеличе-
ние кратности охлаждения более 80
нецелесообразно, так как при этом
теоретически возможный вакуум в
конденсаторе изменяется в малой
степени. Обычно кратность охлаж-
дения //г = 50ч-60 для любых ТЭС,
в том числе и АЭС.
Из (8.4) следует, что технико-
экономическому выбору подлежит
также и Ы. Поэтому вариантные
расчеты для выбора кратности ох-
лаждения и оптимального вакуума
должны производиться для различ-
ных значений б/. Окончательный
выбор вакуума в конденсаторе тре-
бует совместного рассмотрения ре-
зультатов этих расчетов с влиянием
давления за турбиной на ее эконо-
мичность и па возможность кон-
структивного выполнения последних
ступеней и надежности их работы
(см. гл. 7). Эти данные приводят к
заключению о целесообразности ва-
куума нс глубже 4 кПа для мощ-
ных турбин насыщенного пара, при-
меняемых в атомной энергетике
(см. табл. 7.2 и 7.3), в сравнении
с турбинами тех же мощностей в
обычной теплоэнергетике, для кото-
рых давление в конденсаторе вы-
бирают обычно 3,5 кПа.
8.2. ОТСОС ПАРОГАЗОВОЙ СМЕСИ
ИЗ ПАРОВОГО ОБЪЕМА
КОНДЕНСАТОРА
В конденсатор поступает не
только влажный пар из последних
ступеней турбины, но и воздух че-
рез неплотности в соединениях кор-
пуса конденсатора с выхлопным
патрубком турбины и ряда других
Глава 8. Конденсационные установки
129
мест, например в линиях отборного
пара и его конденсата, находящих-
ся под разрежением.
Для одноконтурных АЭС необ-
ходимо иметь в виду поступление в
конденсатор определенных коли-
честв продуктов радиолиза, а также
благородных газов, проникающих
даже через практически герметич-
ные оболочки тепловыделяющих
элементов. Поступление продуктов
радиолиза увеличивает газосодср-
жапие среды при входе в конденса-
тор. Так, для турбин двухконтур-
пых АЭС количество кислорода,
поступающего в конденсатор с па-
ром, составляет не более 0,01 мг/кг,
а для турбин одноконтурных АЭС —
5—40 мг/кг.
В связи с поступлением в кон-
денсатор некондснсирующихся га-
зов давление в нем равно сумме
парциальных давлений водяного па-
ра и всех остальных газов, а кон-
денсация водяного пара происходит
при его парциальном давлении, от-
вечающем температуре насыщения,
зависящей от температуры охлаж-
дающей воды. Таким образом, дав-
ление в конденсаторе тем значи-
тельнее отличается от парциального
давления водяного пара, чем боль-
ше газосодержание. Поэтому от сте-
пени удаления нскопденсирующих-
ся газов из конденсатора зависит
степень переохлаждения конденса-
та, а поэтому и тепловая экономич-
ность АЭС.
Наличие газов неблагоприятно
также и для коэффициента тепло-
отдачи при конденсации и необхо-
димой поверхности охлаждения в
конденсаторе. Так, при массовой
концентрации газов, равной 1%, ко-
эффициент теплоотдачи при конден-
сации пара уменьшается вдвое по
сравнению со значением, отвечаю-
щим чистому пару: при 2.5—3% —
уже в четыре раза. Количество под-
сасываемого воздуха зависит от
состояния уплотнений в местах сое-
динений, находящихся под разре-
жением, и не поддается расчетному
определению. Обобщение большого
количества данных эксплуатации
позволяет при расчете воздухоуда-
ляющих устройств нормировать
присосы воздуха в зависимости от
мощности турбины в пределах от
30 до 60 кг/ч.
Количество воздуха, проникаю-
щего в конденсатор, по сравнению с
расходом пара очень мало. Поэтому
при непрерывном отсосе воздуха
давление в конденсаторе (и, следо-
вательно, за турбиной) устанавли-
вается равным давлению, соответ-
ствующему температуре насыщения.
Но в месте отсоса концентрация
воздуха может быть существенной
(рис. 8.5). По мере движения к
месту отсоса полное давление ме-
няется незначительно (паровое соп-
ротивление конденсатора мало), а
парциальное давление воздуха или
Рис. 8.5. Изменение давления в конденса-
торе по мере движения пара к месту от-
соса:
рк=Хр — суммарное давление;
рп—парциальное давление пара;
Хрг_в — парциальное давление газовоздушиой
смеси;
Дрк—паровое сопротивление конденсатора
130
Глава 8. Конденсационные установки
газовоздушной смеси возрастает;
парциальное давление водяного па-
ра в месте отсоса уменьшается и
конденсат пара, сконденсировавше-
гося в этой области, оказывается
переохлажденным по отношению к
остальному конденсату. Переохлаж-
дение конденсата вызывает сниже-
ние тепловой экономичности уста-
новки. Поэтому конструктивное
оформление конденсатора должно
обеспечивать догрсв этой части кон-
денсата до температуры насыще-
ния, отвечающей давлению в кон-
денсаторе.
Вместе с воздухом отсасывается
и некоторое количество пара, что
может вызвать потерю конденсата,
для исключения которой паровоз-
душная смесь должна быть охлаж-
дена в соответствующем теплооб-
меннике с возвратом конденсата в
систему. Так как поверхность тепло-
обмена такого теплообменника тем
больше, чем больше пара в отса-
сываемой смеси, то отсос целесооб-
разно делать в области завершения
конденсации. Место отсоса зависит
прежде всего от направления пото-
ков пара в конденсаторе — разли-
чают конденсаторы с нисходящим
(рис. 8.6, ц), восходящим
(рис. 8.6, б) и боковым (рис. 8.6, в)
потоками.
а) б) в)
Отсос вощуха
О гсос ВО 3.1} ха О । сое во злу ха
Рис. 8.6. Схемы расположения теп-
лообменных поверхностей и потоки
пара в конденсаторах
Большая компактность конден-
сатора, приведенного на рис. 8.6, а,
является кажущимся преимущест-
вом, так как паровое сопротивле-
ние его наибольшее — малы проход-
ные сечения в начале потока пара
(на его полном расходе), а омыва-
ние паром всей поверхности нагрева
затруднено. Главный недостаток
этой схемы — наибольшее переох-
лаждение конденсата, так как за-
вершение пути пара к месту отсоса
совпадает с местом отвода конден-
сата. Современные схемы конден-
саторов (рис. 8.6, б, в) выполняют-
ся регенеративными — за счет кон-
такта конденсата, сливающегося в
конденсатосборник, с основным по-
током пара, поступающего в кон-
денсатор, предупреждается или
ликвидируется переохлаждение кон-
денсата.
Воздух непрерывно отсасывает-
ся основным пароструйным эжекто-
ром. Пар к пароструйному эжекто-
ру подводят из отборов турбин.
Можно использовать и выпар деа-
эраторов повышенного давления,
что целесообразно, так как ликви-
дируется лишний элемент — охла-
дитель выпара, а расход пара с вы-
паром практически равен расходу,
требующемуся для работы основ-
ных эжекторов. Для пусковых ре-
жимов к основным и пусковым
эжекторам предусматривают также
подвод свежего пара через редук-
тор.
Для выброса воздуха его давле-
ние за эжектором должно быть вы-
ше атмосферного. При этом на
двухконтурных станциях воздух
выбрасывают непосредственно в ат-
мосферу, а на одноконтурных — че-
рез систему технологической венти-
ляции.
Расход рабочего пара на эжек-
Глава 8. Конденсационные установки
131
торы имеет заметное значение
(0,5—0,8%. расхода на турбину), и,
кроме того, некоторое количество
пара поступает с воздухом из кон-
денсатора. Во избежание потерь
конденсата и для уменьшения теп-
ловых потерь с рабочим паром кон-
струкция эжекторов органически
сочетается с холодильниками пара.
Эти теплообменники охлаждаются
основным конденсатом турбин, поэ-
тому их правильнее называть подо-
гревателями на сбросном паре
эжекторов.
Затраты на эжекторы с охлади-
телями пара тем меньше, чем мень-
ше расход пара. Последнее дости-
гается за счет применения двух- и
трехступенчатых эжекторов с оди-
наковыми степенями сжатия для
каждой из ступеней.
Рис. 8.7. Схема включения паровых эжек-
торов для отсоса газовоздушной смеси из
конденсаторов:
1 — подвод рабочего пара;
2—выпуск воздуха;
3 — вторая ступень основного эжектора;
4 — перемычка для возможности работы одной
второй ступени при пуске турбины;
5 — первая ступень основного эжектора;
6 — отвод конденсата в паровой объем конден-
сатора;
7 — пусковой эжектор;
8 — отсос воздуха из конденсатора;
S — конденсатор турбины;
10 — конденсатный насос;
11 — перепуск конденсата рабочего пара эжекто-
тора из холодильника второй ступени в хо-
лодильник первой ступени;
12 — трубопровод для рециркуляции конденсата
турбины при ее пуске;
13—клапан рециркуляции и поддержания уров-
ня в конденсаторе;
14 — конденсатоочистка
Схема двухступенчатой паро-
эжекторпой установки представле-
на на рис. 8.7. Чем ниже темпера-
тура конденсата в охладителях, тем
полнее будет сконденсирован рабо-
чий пар первой ступени. Это умень-
шит отсос паровоздушной^ смеси во
вторую ступень, что, в свою очередь,
позволит снизить расход пара на
нее и тем самым общую подачу па-
ра на эжекторы. Пароэжекторные
охладители всегда устанавливают
непосредственно после конденсатно-
го насоса, т. е. первыми по ходу
конденсата в регенеративной систе-
ме. Использование теплоты конден-
сации пара эжекторов в системе
регенерации обязательно, турбин-
ный конденсат подогревается в этих
теплообменниках на 3—5°С для
конденсационных станций и на 7—
10°С для теплофикационных в свя-
зи с меньшим пропуском для них
пара в конденсатор.
Кроме основного, постоянно ра-
ботающего эжектора предусматри-
вают установку специального пуско-
вого эжектора, включаемого в про-
цессе пуска для первоначального
удаления воздуха из конденсатора
и корпуса турбины, который при ее
холостом ходе также находится под
разрежением. В связи с кратковре-
менностью работы пускового эжек-
тора его конструкция обычно прос-
та — его выполняют одноступенча-
тым и часто без охладителей, а
отсасываемую паровоздушную
смесь сбрасывают непосредственно
в атмосферу. В одноконтурных
станциях отсасываемая парогазовая
смесь радиоактивна. В связи с этим
обязателен охладитель и у пуско-
вого эжектора.
Учитывая большое влияние дав-
ления в конденсаторе на экономич-
ность турбинной установки, основ-
132
Глава 8. Конденсационные установки
ныс эжекторы устанавливают с ре-
зервом— два работающих и один
резервный. Пусковые эжекторы ре-
зерва не требуют.
В область отсоса газов из кон-
денсатора сбрасывают и паровоз-
душную смесь из ПНД для после-
дующего совместного удаления из
системы. Особенно большое значе-
ние это имеет для одноконтурных
АЭС, в которых все сбрасываемые
радиоактивные потоки должны быть
по возможности объединены. Для
этих станций направляют в область
отсоса конденсатора также и ох-
лажденный выпар деаэраторов.
Для поддержания расчетного
вакуума нельзя допускать такого
повышения уровня конденсата в
конденсаторе, при котором из теп-
лообмена будет исключаться часть
поверхности охлаждения. С другой
стороны, неблагоприятно и значи-
тельное снижение уровня конденса-
та или, тем более, полное, опорож-
нение конденсатора, так как это
может привести к уменьшению на-
пора воды над насосом и к кави-
тации при входе в конденсатный
насос. Задачу поддержания уровня
конденсата в конденсаторе решает
специальный клапан рециркуляции
(13 на рис. 8.7).
Для уменьшения расхода пара
на эжекторы необходимо следить
прежде всего за плотностью соеди-
нения корпуса конденсатора с вых-
лопным патрубком турбины, так
как сечение этого соединения наи-
большее.
8.3. ДЕАЭРАЦИЯ В КОНДЕНСАТОРЕ
Непрерывный отсос газов из кон-
денсаторов решает попутно и зада-
чу дегазации образующегося кон-
денсата. В конденсаторе этот про-
цесс протекает с не меньшим ус-
пехом, чем в собственно деаэраторе,
если исключить переохлаждение
конденсата.
В настоящее время деаэрация в
конденсаторе считается обязатель-
ной независимо от наличия деаэра-
тора. Пример организации деаэра-
ции показан на рис. 8.8. Деаэрация
происходит в барботажном устрой-
стве внизу конденсатора, где кон-
денсат, прежде чем поступить к
конденсатному насосу, барботиру-
ется паром, поступающим по липни 7
из последнего отбора турбины пот
дырчатый щит 5. Паровоздушная
смесь из объема над барботажным
устройством перегородкой 3 нап-
равляется в область oicoca газов из
конденсатора.
Основной конденсат перегород-
кой 3 направляется для барботаж-
ной деаэрации на дырчатый лист 5
и сливается через перегородку 4
к месту отвода из конденсатора 8.
Количество подаваемого пара дол-
жно быть достаточным для того,
чтобы обеспечивались температура
насыщения деаэрируемого конден-
сата и интенсивный отвод воздуха,
Рис. 8.8. Схема барботажной деаэрации в
конденсаторе:
1 — нижняя часть конденсатора;
2 — конденсатосборник;
3 — направляющая перегородка;
7 — переливная перегородка;
5 — дырчатый щит;
6 — отвод паровоздушной смеси к отсосу из кон-
денсатора;
7 — подвод лара;
8 — отвод продеаэрнроианного конденсата к кон-
денсатным насос.) м
Глава 8. Конденсационные установки
133
выделяющегося из конденсата. Чем
больше, расход пара, тем лучше
деаэрация, но тем больше поверх-
ности теплообменников для его пос-
ледующей конденсации. Оптималь-
ным является расход пара, равный
1—2 кг на 1 т деаэрируемого кон-
денсата.
Из рис. 8.8 видно, что при ма-
лых расходах пара он может не за-
нимать все сечение дырчатого щита
и тогда часть конденсата будет про-
ливаться через щит непродеаэриро-
.ванной. Из того же рисунка видно,
что обеспечить контакт всех потоков
конденсата с паром затруднитель-
но, поэтому барботажную деаэра-
цию в конденсаторе в последние
годы заменяют струйной, схема ко-
торой показана на рис. 8.9. Деа-
эрационное устройство располага-
ется в нижней части конденсатора
над конденсатосборником. Дырча-
тый лист 3 и система шахматно
расположенных стержней 4 обеспе-
чивают стекание конденсата в виде
отдельных струек. Это обеспечива-
ет более полный контакт копденса-
Рис. 8.9. Схема струйной деаэрации в кон-
денсаторе:
1 — подвод пара:
2 — подвод конденсата;
3 — дырчатый щит;
-4 — система стержней для дробления конденсата
на струйки;
5 — отвод паровоздушной смеси к отсосу из кон-
денсатора;
•6 — отвод продеаэрировапного конденсата
та с паром, подаваемым для деа-
эрации по линии 1.
В одноконтурных станциях па-
ровой эжектор непрерывно удаляет
образующиеся в реакторе продук-
ты радиолитического разложения
воды, в том числе атомарный водо-
род и атомарный кислород. Для
Рис. 8.10. Схема установки для сжигания
водорода, отсасываемого вместе с паро-
воздушной смесью из конденсатора одно-
контурной АЭС:
1 — подвод пара к основному эжектору;
2—подвод парогазовой смеси из конденсатора;
3 — трехступенчатый эжектор;
4 — холодильники первой, второй и третьей сту-
пеней эжекторов;
5 — отвод конденсата после холодильников эжек-
торов в конденсатор турбины;
6 — подвод конденсата после конденсатного на-
соса первого подъема на холодильники эжек-
торов;
7 — электронагреватель контактного аппарата:
8 — контактный аппарат для сжигания водорода;
Р—конденсатор контактного аппарата;
10 — отвод конденсата в конденсатор;
11 — подвод конденсата после конденсатного на-
соса второго подъема на конденсатор кон-
тактного аппарата и его отвод ко всосу это-
го насоса;
12 — отвод в систему дезактивации газообразных
сбросов;
13 — отвод конденсата к конденсатоочисткс:
14 — дополнительный подвод пара при необходи-
мости разбавления смеси, подаваемой в кон-
тактный аппарат
134
Глава 8. Конденсационные установки
предотвращения возможного обра-
зования гремучей смеси в специ-
альных контактных аппаратах орга-
низуют сжигание водорода
(рис. 8.10). Если основной эжектор
имеет холодильники не после всех
трех ступеней, а только после двух
первых, то перед электронагревате-
лем контактного аппарата устанав-
ливают специальный холодильник,
максимально сокращающий объе-
мы, проходящие в контактный аппа-
рат. Электронагреватель позволяет
ускорить реакцию в контактном ап-
парате. Для предотвращения обра-
зования гремучей смеси на тракте
от холодильника третьей ступени
эжектора до контактного аппарата
имеется возможность разбавления
концентрации водорода за счет по-
дачи дополнительного пара по ли-
нии 14. Последующий выброс в ат-
мосферу производится после дезак-
тивации (см. § 11.6).
8.4. МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ПРИСОСАМИ
ОХЛАЖДАЮЩЕЙ ВОДЫ
В КОНДЕНСАТОРАХ
Вакуум в паровом объеме кон-
денсатора и давление охлаждающей
воды выше атмосферного создают
существенный перепад давлений, за
счет которого в конденсирующийся
пар через неплотности может про-
никать охлаждающая вода, недо-
пустимо ухудшающая качество кон-
денсата. Поэтому борьба с присо-
сами охлаждающей воды в конден-
саторах имеет большое значение
для экономичности и надежности
работы АЭС. При значительном
присосе охлаждающей воды надо
заглушить или заменить разрушен-
ные трубки, что требует останова
установки. Если конденсатор имеет
две самостоятельные половины для
подачи охлаждающей воды (см.
гл. 10), то можно отключать пода-
чу циркуляционной воды в ту часть
конденсатора, где находится ава-
рийная трубка. При этом турбин-
ная установка будет продолжать
работать, хотя и на сниженной на-
грузке.
Присос охлаждающей воды вы-
ражается в процентах от расхода
пара на турбину и составляет обыч-
но 0,002—0,005%.. Предельно до-
пустимый присос составляет 0,02%
(для сильно минерализованных вод^
например морских, существенно
меньше).
Создание абсолютно плотного
конденсатора невозможно. Наибо-
лее вероятным местом неплотностей
являются места соединений трубок
с трубными досками. Для борьбы с
присосом использовались двойные-
трубные доски и образование в кон-
денсаторе «солевых» отсеков. На
схеме, представленной на рис. 8.11, щ
поверхностный конденсатор имеет
двойные трубные доски. Трубки
ввальцованы в основные доски 3.
На некотором расстоянии от них ус-
тановлены дополнительные трубные-
доски. Между досками находится
промежуточная камера, в которую
подается конденсат по линии 9,
создающий в камере большее дав-
ление, чем напор циркуляционной
воды, для чего бачок для подачи
конденсата в промежуточную каме-
ру располагают па значительной
высоте. В случае одноконтурной
станции во избежание перетока ак-
тивной среды в охлаждающую воду
применяют не конденсат, а обессо-
ленную воду. Недостаток такого
способа — безвозвратная потеря
конденсата, перетекающего в ох-
лаждающую воду, а главное —
сложность изготовления и особенно
Глава 8. Конденсационные установки
135
Рис. 8.11. Схема двухходового поверхностного конденсатора
ками (а) и с «солевыми» отсеками (б):
1 — вход пара;
2—дополнительная трубная
доска;
3 — основная трубная доска;
4 — поворотная камера охлаж-
дающей воды;
5 — отвод основного конденса-
та;
6 — входная камера охлажда-
ющей воды;
7 — выходная камера охлаж-
дающей воды;
с двойными трубными дос-
8 — конденсаторные трубки;
9 — подача конденсата или
обессоленной воды из верх-
него бачка;
10 — отвод конденсата «соле-
вых» отсеков;
11 — «солевой» отсек
ремонта таких конденсаторов и ус-
ложнение компоновки.
Если пропустить весь конденсат
через ионообменную установку, то
все примеси, поступающие с присо-
сом охлаждающей воды, будут в пей
задержаны и вредное влияние при-
соса ликвидировано. Можно обес-
соливать нс весь конденсат, а толь-
ко ту его часть, которая протекает
вблизи трубных досок и поэтому в
наибольшей степени подвержена
влиянию присоса охлаждающей во-
ды. Для этого в конденсаторе
(рис. 8.11, б) на некотором рассто-
янии от основной трубной доски 3
устанавливают «ложную» (допол-
нительную) трубную доску 2, соз-
дающую, хотя и без особой плот-
ности, «солевые» отсеки. В этом
случае на ионообменную установку
направляют только конденсат «со-
левых» отсеков, а затем его смеши-
вают с основным конденсатом.
Двойные трубные доски и «со-
левые» отсеки, усложняя и удоро-
жая установку, не могут полностью
обеспечить высокую чистоту кон-
денсата, поэтому использование их
нецелесообразно.
Наиболее простой и дешевый ме-
тод борьбы с присосами в местах
вальцовок — применение уплотняю-
щих, обмазок, которые наносят на
трубную доску при монтаже кон-
денсатора и восстанавливают в
процессе ремонта при эксплуата-
ции. Этот способ в настоящее вре-
мя основной.
Присос охлаждающей воды свя-
зан не только с неплотностями в
местах вальцовок, но и с коррози-
онными трещинами, возникающими
в процессе коррозии материала де-
сятков тысяч трубок. Из перечис-
ленных способов борьбы с влияни-
ем присосов только обессоливание
всего конденсата позволяет пред-
отвратить вредное влияние присоса,
происходящего не только в местах
136
Глава 8. Конденсационные установки
вальцовок, но и через коррозион-
ные трещины в самих конденсатор-
ных трубках. Поэтому для АЭС
обязательно обессоливание всего
расхода конденсата, что особенно
важно для одноконтурных АЭС.
Независимо от принятых реше-
ний благоприятна большая толщи-
на основных трубных досок, так
как при этом увеличивается глуби-
на и, следовательно, плотность
вальцовки. Такое решение принято
для всех конденсаторов турбин АЭС.
Для борьбы с присосом через
коррозионные трещины в трубках
можно также использовать более
коррозиопностойкие материалы,
чем латунь, например мельхиор
или нержавеющие аустенитные ста-
ли. Однако это удорожает конден-
сатор, и такое решение следует при-
нимать только при весьма агрессив-
ных сильно минерализованных во-
дах, когда коррозия протекает
наиболее интенсивно, а присос наи-
более опасен. Необходимо считать-
ся также с уменьшением коэффи-
циента теплопередачи и ростом по-
требной поверхности трубок в кон-
денсаторе при переходе от латуни
к другим материалам.
Ионообменная кондепсатоочист-
ка удаляет как соли жесткости, так
и хлорид-ион, т. е. полностью обес-
печивает требуемое качество кон-
денсата для одноконтурных АЭС.
Немаловажное значение имеет та-
кая установка и для защиты реак-
тора одноконтурной АЭС от воз-
можных аварийных ситуаций, на-
пример при разрыве конденсатор-
ных трубок.
Кондепсатоочистка увеличивает
габариты всей установки и удоро-
жает ее, поэтому необходимо стре-
миться к возможно большей ее
компактности, что достигается по-
вышением скоростей фильтрации в
конденсатоочистке до 80 м/ч (на
фильтрах системы подготовки доба-
вочной воды применяют 30 м/ч).
С этой же целью рекомсдустся ис-
пользовать фильтры смешанного
слоя, так как эффективность ионно-
го обмена в них выше, чем в раз-
дельных слоях катионита и аниони-
та. Наиболее рационально приме-
нение трех фильтрующих устано-
вок— двух рабочих и одной
резервной — для возможности ре-
генерации в процессе эксплуатации.
Для увеличения межрегенерацион-
ного периода наряду со 100%-поп
кондон с а тоо ч ист к ой о б яз а тел ьн о
выполнение уплотняющих обмазок»
чтобы уменьшить поступление при-
месей на фильтры. Однако если ох-
лаждающая вода особенно агрес-
сивна (например, морская вода),
то она может в короткий срок раз-
рушить обмазку и концентрации,
примесей перед конденсатоочисткой
возрастут. В этом частном случае
вместо обмазки мест вальцовок це-
лесообразны двойные трубные дос-
ки.
Ионообменные фильтры на кон-
денсате одноконтурной станции,так
же как и нижняя (водяная) часть
конденсатора, должны иметь биоло-
гическую защиту. Радиоактивность
ионообменных смол должна быть
учтена при проведении регенерации.
8.5. СОВРЕМЕННЫЕ КОНДЕНСАТОРЫ
ТУРБИН НАСЫЩЕННОГО ПАРА
Конденсаторы для турбин отно-
сительно небольших мощностей, на-
пример для АЭС с ВВЭР-440, изго-
товляют цилиндрической формы
для уменьшения толщины стенки.
Для мощных турбин размеры кон-
денсаторов становятся настолько
Глава 8. Конденсационные установки
137
большими, что появляется необхо-
димость транспортировки их в ра-
зобранном визе и сборки на месте
установки. Корпусы этих конденса-
торов выполняют прямоугольной
формы с внутренним оребрением
для уменьшения необходимой тол-
щины стенки. Такая форма корпу-
са облегчает монтаж конденсатора
на месте и обеспечивает более сво-
бо шып проход пара к поверхности
теплообмена, что уменьшает паро-
вое сопротивление конденсатора.
Компоновка теплообменной по-
верхности принимается «ленточной»
(рис. 8.12) с достаточно большими
свободными проходами для пара.
На рисунке изображена правая по-
ловина конденсатора (левая ей сим-
метрична). Каждая половина сос-
тоит пз двух частей — верхней и
нижней. Таким образом, конденса-
тор состоит из четырех примерно
одинаковых частей.
Рис 8.12. «Ленточная» компоновка тепло-
обменной поверхности современного кон-
денсатора:
I — трубки второго хода охлаждающей воды:
2—трубки первого хода охлаждающей воды;
3— трубки охладителя паровоздушной смеси
По стороне охлаждающей воды
конденсатор двухходовой: в нижней
части осуществляется первый ход
воды, а в верхней — второй. При
длине грубок 9 м общая длина кон-
денсатора составляет 14 м. При
двухпоточных ЦНД конденсаторы
обычно имеют подсоетинительныс
паровые патрубки с двух сторон по
длине. Конденсатор конструируют
с нисходящим потоком пара и от-
сосом паровоздушной смеси из
центральной части нижней полови-
ны конденсатора, где температура
охлаждающей воды меньше.
Обычно конденсатор располага-
ли под турбиной (подвальное рас-
положение). С увеличением произ-
водительности конденсаторов такое
размещение их становится все более
затруднительным. Это прежде все-
го относится к атомным электро-
станциям, так как расходы пара
для них существенно больше, чем
для обычных. В этих условиях рас-
сматривают боковое расположение
конденсаторов (рис. 8.13), когда
конденсаторы размещены с обеих
сторон турбины двумя секциями по
высоте, причем каждая из них име-
ет свой подвод и отвод охлаждаю-
щей воды.
При разработке конденсаторов с
боковым расположением были реа-
лизованы и некоторые другие тех-
нические решения, связанные с об-
щим совершенствованием конденса-
ционных устройств: новые деаэра-
ционные устройства (рис. 8.9) и
значительное уменьшение коэффи-
циента заполнения трубных досок
(0,25—0,26 по сравнению с 0.5 и
даже выше в старых конструкциях).
Тем самым облегчаются проходы
пара к трубкам и интенсифициру-
ется теплообмен. Так же ,как и в
конденсаторе, показанном на
138
Глава 8. Конденсационные установки
Рис. 8.13. Схема конденсатора при его бо-
ковом расположении:
1 — переходный патрубок от турбины к конден-
саторам;
2 — конденсаторы;
3 — боковая опора;
I — размещение элементов деаэрационного уст-
ройства;
5 — дренаж водяных камер;
6 — нижние опоры;
х — места отсоса парогазовой смеси
рис. 8.12, применена «ленточная»
компоновка поверхности теплообме-
на, а для повышения надежности
системы трубки в первом перифе-
рийном ряду пучка имеют утолщен-
ные стенки (2 мм), воспринимаю-
щие динамическое воздействие на-
бегающего потока пара.
Особенность боковых конденса-
торов— боковое давление на пере-
ходный патрубок турбины, для вос-
приятия которого используют спе-
циальные опоры. Конструктивное
решение боковых опор, так же как
и нижних, иное, чем при подваль-
ном расположении конденсаторов.
В новом исполнении подвижные
опоры изготовляют из системы гиб-
ких стержней или пластин в зави-
симости от нагрузок. Кроме того,
применяют фиксирующие неподвиж-
ные опоры, как и в любых конст-
рукциях.
Деаэрирующие устройства уста-
новлены на обоих уровнях, причем
продеаэрированиый конденсат из
верхней половины специальными во-
доспускными коробами отводится
в конденсатосборник, где соединяет-
ся с продеаэрированным конденса-
том нижней половины, минуя его
паровой объем.
При большом числе конденсато-
ров для бокового расположения
возможно дополнительное улучше-
ние работы конденсационной уста-
новки: конденсаторы, расположен-
ные на одной стороне от машины,
могут быть соединены по охлажда-
ющей воде последовательно, т. е.
вся охлаждающая вода, необходи-
мая для двух конденсаторов, прохо-
дит сначала первый конденсатор, а
затем через переходную камеру
поступает во второй. Преимущест-
во такой системы заключается в
том, что в условиях вакуума, при
котором работали бы оба конденса-
тора с параллельным их включе-
нием по охлаждающей воде, при
последовательном включении рабо-
тает только второй конденсатор, а
первый имеет более глубокий ваку-
ум.
При последовательном включе-
нии конденсаторов отсос парогазо-
вой смеси делают каскадным — из
воздухоохладителя с более высоким
давлением в воздухоохладитель с
менее высоким. Возможен отсос и в
обратном направлении, причем ус-
Глава 8. Конденсационные установки
139
ловпя работы эжектора даже улуч-
шаются, так как он отсасывает бо-
лее холодную смесь. При любом
включении конденсаторов отсос па-
ровоз тушной смеси из отдельных
корпусов собирается в коллекторы,
к которым непосредственно подсое-
динены эжекторы.
Боковое расположение конденса-
торов уменьшает потери давления
при входе в конденсатор, так как
делает возможным увеличение се-
чения патрубка, соединяющего кон-
денсатор с турбиной. Однако име-
ются и недостатки: усложняются
выполнение фундамента, компоно-
вочные решения в машинном зале,
ремонт и обслуживание турбины.
Особенно проявляются недостатки
бокового расположения конденсато-
торов для одноконтурных АЭС, так
как обязательная биологическая за-
щита водяного объема всех кон-
денсаторов приводит, по существу,
к биологической защите всех ЦНД.
а не только ЦСД. Поэтому для од-
ноконтурных АЭС такое расположе-
ние конденсаторов неприемлемо.
Основные данные по конденса-
торам турбин насыщенного пара
приведены в табл. 8.1. Расчетный
вакуум для них соответствует тем-
Таблица 8.1. Двухходовые конденсаторы для паровых турбин на насыщенном паре
Тип турбины Тип конденсатора Поверхность теплообмена, № Расход пара в конденса- тор, т ч Число кон- денсаторов на одну тур- бину, шт. Расчет- ная темпера- тура охлаж- дающей во- ды , С Расчетный вакуум, кПа
К-220-44 К-12150 12 150 365 2 22 5,1
К-500-65/3000 К-Ю120 10 120 435 4 12 3,6
К-750-65/3000 К-16100 16 100 600 4 15 4,4
К-1000-60/1500 К-45600 45 600 1725 2 15 3,9
К-1000-60/3000 кц-юоо 22 000 765 4 20 4.9
пературе охлаждающей во ты, при-
веденной в той же таблице. Если
температура охлаждающей воды
отличается, то достижимый вакуум
будет отличаться от указанного в
таблице.
При пусконаладочных работах и
при аварийном сбросе нагрузки
турбиной возникает необходимость
сброса пара, минуя турбину. В пер-
вых проектах АЭС для приема па-
ра в этих режимах применяли боль-
шие теплообменники, в которых
конденсация пара обеспечивалась
прч некотором противодавлении.
Условно их называли технологичес-
кими. конденсаторами и рассчиты-
вали па большие расходы пара. Эти
теплообменники использовались
также в режиме расхолаживания
реактора. Такое решение было чрез-
вычайно дорогим. В настоящее вре-
мя в расхолаживании участвует
только основное оборудование, а
технологические конденсаторы для
пусковых режимов рассчитывают на
прием малого расхода пара. Так,
для АЭС с РБМК-1000 устанавли-
вают два технологических конден-
сатора по 250 т/ч, а в тепловой схе-
ме предусматривают линии сброса
пара в конденсатор помимо турби-
ны. Для блока РБМК-1000 конден-
саторы турбины должны допускать
140
Глава 8. Конденсационные установки
такой сброс в них пара каждый по
1450 т/ч.
Сброс пара производится в па-
ровое пространство переходного па-
трубка (от турбины к конденсатору)
через входящую в состав конденса-
ционной установки быстродейству-
ющую редукционную установку (см.
гл. 9), располагаемую вне переход-
ного патрубка.
В паровой объем конденсаторов
подается и добавочная (обессолен-
ная) вода, восполняющая утечки в
паротурбинной системе АЭС. Это
обеспечивает деаэрацию этого пото-
ка и позволяет заменить трехсту-
пенчатое обессоливание для нее на
двухступенчатое, учитывая наличие
100%-ной копдепсатоочистки, через
которую этот поток тоже проходит.
Расходы пара на турбину и в
конденсатор зависят от времени го-
да, что связано с сезонным измене-
нием температуры охлаждающей
воды и соответственно вакуума в
конденсаторе и термического КПД
турбинной установки. Поэтому про-
изводительность конденсатных насо-
сов надо выбирать в расчете на
100%-ную нагрузку турбины в ус-
ловиях летнего периода и с учетом
расхода дренажей ППД, если они
подаются в конденсатор.
Напор конденсатных насосов оп-
ределяют, исходя из давления в
деаэраторе и сопротивления регене-
Рис. 8.14. Установка кон-
денсатных насосов двух-
подъемная (и) и одно-
подъемная (б):
1 — конденсатор;
2 — конденсатный насос пер-
вого подъема:
3 — конденсатоочистка;
4 — конденсатный насос вто-
рого подъема;
5— конденсатный насос пол-
ного подъема
ративной системы и всего тракта от
конденсатора до деаэратора.
Если применена 100%-пая кон-
денсатоочистка, то часто использу-
ют двухподъемные конденсатные
насосы, т. е. устанавливают после
конденсатора конденсатные насосы
первого подъема (KHI), а после-
кондснсатоочистки — второго подъе-
ма (КНП) (рис. 8.14, а). Произво-
дительности этих насосов должны
быть одинаковыми. Насос первого
подъема преодолевает сопротивле-
ние тракта до кондснсатоочистки и
ее фильтров; насос второго подъе-
ма — сопротивление остального
тракта до деаэратора, т. е. напор
его больше, чем первого подъема.
При этом фильтры копдепсатоочи-
стки работают под малым давлени-
ем. Применяется и одноподъемная
схема (рис. 8.14,6). Однако при
этом фильтры должны быть рассчи-
таны на полный напор насоса, т. е.
на давление около 2,0 МПа.
Для предотвращения кавитации
в конденсатных насосах их устанав-
ливают с определенным подпором
по отношению к конденсатору. Если
конденсаторы расположены в «под-
вальном» помещении, то величина
подпора, естественно, весьма огра-
ничена, поэтому сопротивление вса-
сывающей линии от конденсатора
до насоса должно быть минималь-
ным.
Если принята бездеаэраторная
схема, то конденсатный насос соз-
дает подпор для питательного, по-
этому выбор обоих насосов необхо-
димо делать совместно. В качестве
конденсатных насосов применяют
сальниковые центробежные (обычно
многоступенчатые) насосы (т. с.
насосы с протечкой) с расположени-
ем под ними приямка и откачкой
дренажа в баки «грязного» кондсн-
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
141
сата. Такое решение наиболее про-
сто и экономично, оно может быть
использовано и для конденсатных
насосов одноконтурных АЭС, учиты-
Рис. 8.15. Схема вклю-
чения конденсатных на-
сосов при установке
двух рабочих и одного
# резервного
вая слабую радиоактивность кон-
денсата, особенно после конденса-
тоочистки. Привод конденсатных на-
сосов только электрический.
Для выбора числа и производи-
тельности конденсатных насосов ре-
шающее значение имеет подход к
их резервированию. По этому воп-
росу еще нет окончательных реко-
мендаций. Например, для пятого
блока НВАЭС с ВВЭР-1000 конден-
сатные насосы выбраны без резер-
ва — на каждую турбину мощ-
ностью 500 МВт установлено по два
насоса, каждый на 50% производи-
тельности. При этом выход из строя
одного насоса вызовет не останов
турбины, а лишь снижение ее на-
грузки. Так как стоимость конден-
сатного насоса относительно неве-
лика, то часто применяют три насо-
са—два рабочих и один резервный,
каждый по 50% производительно-
сти (рис. 8.15).
ГЛАВА 9
ТРУБОПРОВОДЫ И ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ АЭС
9.1. ТРУБОПРОВОДЫ АТОМНОЙ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Соединение между собой отдель-
ных агрегатов АЭС требует большо-
го числа трубопроводов. Кроме
главных существует большое коли-
чество вспомогательных трубопро-
водов различных диаметров и на-
значений. Общая протяженность
трубопроводов на мощной АЭС —
несколько километров. Все трубо-
проводы и устанавливаемую на них
арматуру различают по назначению
и основным показателям, например
трубопроводы главного циркуляци-
онного контура, вспомогательные
реакторного контура, активной
пульпы, питательные и конденсат-
ные, свежего и отборного пара, дре-
нажные и др. Различают также
трубопроводы но параметрам (дав-
ление, температура), протекающей
в них среде (вода, пар, пароводя-
ная смесь, воздух) и степени ее ра-
диоактивности, периодичности рабо-
ты (непрерывная работа, периоди-
ческое включение). Наиболее ответ-
ственны трубопроводы главного
циркуляционного контура, так как
по этим трубопроводам проходит
радиоактивная среда с наибольши-
ми параметрами и расходами.
На атомных электростанциях в
основном применяют бесшовные
трубы — холоднотянутые и горяче-
142
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
катаные, для вспомогательных тру-
бопроводов — сварные. Марки ста-
ли для труб, по которым транспор-
тируют коррозионно-неагрессивные
среды, зависят от температуры сре-
ды. При температурах до 450°С ис-
пользуют углеродистые стали 10 и
20. В интервале температур 450—
570°С — стали перлитного класса,
легированные хромом 0,5—2%, мо-
либденом 0,3—1% и ванадием 0,2—
0,4%; наиболее распространены
стали 12Х1МФ и 15Х1М1Ф. Такие
же стали целесообразны и для тем-
ператур ниже 450°С, если диаметр
трубопроводов значителен и целе-
сообразно уменьшить толщину сте-
нок. Для АЭС это относится к паро-
проводам насыщенного пара, иду-
щим к турбинам. Значительное рас-
пространение в атомной энергетике
получили стали типа 0Х181IIОТ, об-
ладающие наиболее высокой общей
коррозионной стойкостью, что важ-
но для поддержания высокой чисто-
ты воды реакторных контуров, а
также при транспортировке корро-
зионно-агрессивных сред, например
в системах дезактивации. Осталь-
ные трубопроводы АЭС выполняют
из сталей перлитного класса, а наи-
менее ответственные — из простых
углеродистых.
Для ВВЭР-440 для трубопрово-
дов главного циркуляционного кон-
тура диаметром 550 мм использу-
ется сталь 1Х18Н10Т, что сущест-
венно удорожает оборудование
АЭС. Трубопроводы диаметром
850 мм для ВВЭР-1000 и 750—
900 мм для РБМК-1000 применены
штампосварными из перлитной ста-
ли с плакировкой изнутри нержа-
веющей аустенитной сталью толщи-
ной 5 мм. Главное назначение пла-
кировки — защита стали от эрозии,
так как для значений скоростей во-
ды в реакторном контуре перлитная
сталь в большой мере подвержена
эрозии. При плакировке уменьшает-
ся поступление продуктов эрозии и
коррозии в воду реактора и воз-
можность их осаждения на твэлах.
Трубопроводы КМПЦ реактора
РБМК для диаметров до 300 мм
выполнены из сталей типа
0X18II10T.
Все трубопроводы и особенно
те, температура среды в которых
выше 45°С, имеют тепловую изоля-
цию, причем на швах и в местах
сварки она выполняется так, чтобы
допускался быстрый съем и восста-
новление. Наиболее важные трубо-
проводы имеют металическую об-
шивку (листовым алюминием или
оцинкованной сталью).
В зависимости от расхода и ско-
рости среды внутренний диаметр
труб (м)
где G — расход среды, кг/с; v —
удельный объем среды, м3/кг; с —
скорость среды, для выбора кото-
рой, по опыту проектных организа-
ций, можно ориентироваться на сле-
дующие примерные значения: для
свежего пара — 45—50 м/с, для па-
ра низкого давления — 50—70 м/с,
для конденсата и питательной во-
ды — 2—3 м/с (трубы из углероди-
стых сталей) п 8—12 м/с (трубы из
аустенитных нержавеющих сталей),
для газа и воздуха — 10—20 м/с.
Необходимая толщина стенки
трубопровода определяется из рас-
чета на прочность. По сортаменту
изготовляемых труб выбирают тру-
бы, ближайшие по размерам, и про-
веряют их на прочность. Расходы
насыщенного пара на турбины АЭС
так велики, что даже для предель-
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
143
пых диаметров труб, выпускаемых
промышленностью, приходится пре-
дусматривать две нитки паропрово-
дов для ВВЭР-440 и четыре нитки
для АЭС мощностью 1000 и
1500 МВт.
Все трубопроводы крепят к не-
сущим строительным конструкциям.
Соответствующие опорные или под-
весные конструкции должны не
только воспринимать массу трубо-
проводов и предохранять их от воз-
можных вибраций, но и обеспечи-
вать беспрепятственное термическое
удлинение труб. Трубопроводы ра-
ботают в условиях переменных тем-
ператур как при нормальной эк-
сплуатации, так и еще в большей
мере в процессах останова и расхо-
лаживания, а также при разогреве
и пуске после останова. В резуль-
тате изменения температуры среды
меняется температура металла, а
поэтому и длина трубопроводов.
Если не обеспечить возможности
Ф 3800
Рис. 9.1. Внешний вид корпуса водо-водя-
ного реактора с патрубками для приварки
трубопроводов главного циркуляционного
контура:
1 — для «горячей» петли;
2 — для «холодной» петли
свободного удлинения трубопрово-
дов, то в металле могут возникнуть
дополнительные напряжения, зна-
чения которых зависят от темпера-
туры среды. Неучет этих удлинений
может привести к разрушению труб.
Опоры распределяют по длине
трубопроводов с обеспечением уд-
линения от неподвижных («мерт-
вых») опор в сторону к подвижным.
Подвижные опоры подразделяют па
три типа: допускающие перемеще-
ние в горизонтальном, вертикаль-
ном и любом направлениях. Опоры
для горизонтальных перемещений
труб большого диаметра обычно
выполняют скользящими, реже ша-
риковыми или роликовыми. Для
трубопроводов главного циркуляци-
онного контура ВВЭР мертвые точ-
ки — места присоединения их к кор-
пусу реактора (рис. 9.1), а для
КМПЦ РБМК — места присоедине-
ния к барабанам-сепараторам.
Пружинные опоры допускают
вертикальные перемещения, а пру-
жинные подвесные опоры обеспечи-
вают свободное перемещение в лю-
бом •направлении. Пример такой
опоры для трубопровода главного
циркуляционного контура ВВЭР по-
казан на рис. 9.2.
Предпочтительна такая трасса
трубопроводов, чтобы се гибкость
была достаточной для самокомпен-
сации температурных удлинений.
Это имеет место в трубопроводах,
у которых протяженность взаимно
перпендикулярных участков при-
мерно равна. Если же гибкость не-
достаточна, то создают специаль-
ные изогнутые участки (компенса-
торы), обычно П-образной формы,
перпендикулярные направлению-
наибольшего температурного удли-
нения. Количество компенсаторов и
их размеры зависят от температуры
144
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
Рис. 9.2. Размещение парогенератора в бок-
се первой очереди Нововоронежской АЭС
и трубопроводов к нему:
1 — питательный трубопровод;
2 — главный паропровод;
3—тяги опоры парогенератора;
4 — главный циркуляционный трубопровод («хо-
лодная» шика):
— опора парогенератора;
5 — главный циркуляционный трубопровод («го-
рячая» нитка);
7 — пружинная подвесная опора для главного
циркуляционного т рубопровода
среды, коэффициента линейного
расширения и расстояния между
неподвижными опорами.
Чем меньше диаметр трубопро-
вода, тем легче обеспечить самоком-
пенсацию удлинений. Иногда этому
способствует конструктивное офор-
мление. Например, для трубок теп-
лообменной поверхности парогене-
ратора (см. рис. 5.11) обеспечена
самокомпенсация удлинений.
Компенсация температурных уд-
линений может быть достигнута за
счет смещения оборудования, к ко-
торому присоединяется трубопро-
вод. Например, на рис. 9.2 показана
подвеска парогенератора, обеспечи-
вающая возможность удлинения
главных циркуляционных трубопро-
водов в направлении оси парогене-
ратора. Допускают перемещения
также и опоры ГЦН.
Опоры и подвески трубопрово-
дов рассчитывают на массу трубо-
провода, наполненного водой и по-
крытого изоляцией. Расстояние
между соседними опорами 2 — 8 м
в зависимости от диаметра трубо-
проводов: для меньших диаметров
принимают меньшие расстояния,
так как гибкость таких трубопрово-
дов больше.
Стали перлитного класса имеют
существенно меньший коэффициент
линейного расширения, чем стали
аустенитного класса (табл. 9.1). По-
этому для реакторных контуров
предпочтительнее стали перлитного
класса, тем более что чем больше
Таблица 9.1. Средние коэффициенты теплового удлинения и теплопроводности для сталей
различных классов
Класс стали Допустимая темпе- ратура , С Коэффициент тепло- вого удлинения, мм (мград) Коэффициент теп- лопроводности , кДж (мчград)
Углеродистая (сталь 20) Легированная: 100—450 0,0123—0,0145 184—146
перлитная 450—580 0,0133—0,0147 142—115
ферритная 500—700 0,0121 0,0126 100—99
аустенитная 100—400 0,0171—0,0186 50—78,5
500—700 0,0186—0,0195 80,5—95
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
145
диаметр трубопровода, тем труднее
его трассировка с обеспечением са-
мокомненсации.
Длина труб, выпускаемых про-
мышленностью, обычно 8—12 м;
длина трубопроводов всегда боль-
ше. Места соединений участков тру-
бопроводов между собой, с армату-
рой и отдельными агрегатами в ре-
акторных контурах требуют особого
внимания Все соединения сварные;
фланцевые применяются в виде ис-
ключения. Ремонт трубопроводов
реакторного контура чрезвычайно
затруднителен, поэтому качеству
сварки уделяется особое внимание,
так как от этого во многом зависят
срок службы и надежность работы
установки Необходимо точное со-
блюдение технологии сварки с по-
следующей проверкой качества
сварки современными методами
контроля.
Трубопроводы главного цирку-
ляционного контура приваривают к
патрубкам корпуса реактора (см.
рис. 9.1). Аналогично эти трубопро-
воды соединяют с коллектором теп-
лоносителя в парогенераторе ВВЭР.
Трубопроводы главного циркуляци-
онного контура соединяют с ГЦН
также сваркой. На эти трубопрово-
ды приходятся наибольшие массо-
вые расходы. Главный циркуляци-
онный контур необходимо проекти-
ровать с максимальной простотой,
минимальной протяженностью и вы-
сокой надежностью, без застойных
зон и участков резкого изменения
скорости. Горизонтальные трубо-
проводы главного реакторного кон-
тура прокладывают с уклоном 0,004
в сторону выпуска дренажа из них.
Трубопроводы второго контура
работают на нерадиоактивной сре-
де. Их соединяют тоже главным об-
разом сваркой, хотя в отдельных
случаях возможны и фланцевые
соединения, например подсоедине-
ние конденсатных и питательных
насосов к трубопроводам. Учиты-
вая, что эти соединения требуют
постоянного внимания во время эк-
сплуатации, количество их должно
быть минимальным. Трасса трубо-
проводов конденсатно-питательного
тракта должна быть максимально
простой с учетом компенсации удли-
нений и уклоном ие менее 0,004 в
сторону вывода дренажа.
Все трубопроводы как первого,
так и второго контуров в верхних
точках снабжают воздушниками
для удаления воздуха при заполне-
нии систем. В двухконтурных АЭС
такие воздушники устанавливают
на ГЦН и верхних днищах коллек-
торов первого контура, вваренных в
корпуса парогенераторов, так как
они являются наивысшими точками
контура.
Для трубопроводов больших
диаметров и для крупного оборудо-
вания, особенно при высоких тем-
пературах, очень важен режим про-
грева в процессе пуска и охлажде-
ния во время останова. Для пре-
дотвращения недопустимых напря-
жений в металле оборудования
главного циркуляционного контура
скорость охлаждения не должна
превышать 20 град/ч, а разогрева —
30 град/ч.
При прогреве паропроводов об-
разуется значительное количество
конденсата, для отвода которого ор-
ганизуется дренаж: пусковой и по-
стоянный. Пусковой используется
только в процессе пускового прогре-
ва паропроводов; постоянный —
при эксплуатации периодически
включаемых в работу участков па-
ропровода для поддержания их в
прогретом состоянии (см. § 9.3).
6—500
146
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
Постоянный дренаж трубопроводов
высокого давления обычно осущест-
вляют за счет непрерывного прото-
ка небольшого количества пара че-
рез дренажную трубу с установлен-
ной на ней дроссельной шайбой.
Трубопроводы низкого и среднего
давлений могут дренироваться через
специальные кондепсатоотводчики,
отводящие только конденсат, обра-
зующийся за счет потери теплоты
в окружающую среду, но не пропу-
скающие пар.
Тупиковые участки вентилируют
для предотвращения скопления в
них конденсата, для чего трубой
малого диаметра соединяют конеч-
ную точку тупикового участка с ма-
гистральным трубопроводом. Благо-
даря этому на участке паропровода
от места подвода пара до места
врезки вентилирующей трубы соз-
дается движение пара, обеспечи-
вающее необходимый тепловой
режим.
Трубопроводы прокладывают
так, чтобы была возможность их
полного опорожнения через систему
спускных дренажей, трубы которых
имеют уклон пе менее 0,002.
Для сокращения потерь теплоты
и конденсата дренажи паропрово-
дов возвращают в паросиловой
цикл станции: собирают в дренаж-
ные баки и дренажными насосами
перекачивают через очистные фильт-
ры в деаэраторные баки.
Трубопроводы низкого давления
(р<2,2 МПа) из углеродистой ста-
ли при dy> 100 и из нержавеющей
при б/у>80 поставляются в комплек-
те с опорами, арматурой и крепе-
жом.
В схемах АЭС трубопроводы по-
казывают следующим образом:
пар, свежий и отбор-
ный;
основной конгснсат,.
питательная вода;
конденсат греющих
паров;
___>—- паровоздушная смесь.
Места соединений трубопрово-
дов отмечают точками.
9.2. АРМАТУРА ТРУБОПРОВОДОВ
Все трубопроводы снабжают ар-
матурой, назначение которой —
включать или отключать поток, ре-
гулировать расход, температуру или
давление потока. Соответственно
назначению различают арматуру
запорную (включение и отключение
потока), регулирующую (изменение
или поддержание заданного расхо-
да, давления), предохранительную
(предупреждение чрезмерного по-
вышения давления, недопущение из-
менения направления расхода),
контрольную (указатели уровня) и
кондеисатоотводчики (автоматиче-
ский отвод конденсата). Перечис-
ленная арматура может устанавли-
ваться как на трубопроводах, так и
на отдельных агрегатах. Кроме то-
го, различают арматуру приводную
(с ручным, электрическим, гидрав-
лическим, пневматическим привода-
ми) и арматуру самодействующую,
в том числе импульсную, приводи-
мую в действие самой средой.
К приводной относятся вентили
(рис. 9.3, а), задвижки (рис. 9.3, б)
и краны (рис. 9.3, в); к самодей-
ствующей — обратные клапаны
(рис. 9.3, а) и предохранительные
грузовые и пружинные клапаны
Глара 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
147
Рис. 9.3. Схемы при-
водной (с, б, в) и са-
модействующей (г, д)
арматуры
(рис. 9.3, д). Наиболее употребляе-
мы на АЭС импульсные предохра-
нительные клапаны.
В вентилях запирающий орган
садится на седло, передвигаясь в
направлении потока; в задвижках
он движется перпендикулярно на-
правлению движения жидкости;
в кранах вращается вокруг своей
оси. В обратных клапанах запираю-
щий орган открывается потоком
среды в одном направлении щзапи-
рается в противоположном. Предо-
хранительный клапан открывается
под воздействием избыточного дав-
ления и закрывается при восстанов-
лении нормального давления.
Одно из назначений арматуры —
возможность отключения аварий-
ных участков, что способствует
большей гибкости и надежности эк-
сплуатации. Однако при высоких-
давлениях и особенно при больших
диаметрах трубопроводов сама ар-
матура может стать источником на-
рушений эксплуатации, поэтому
главное направление в развитии ос-
новных трубопроводов па атомных
станциях — применение возможно
более простых и надежных трубо-
проводов с минимальным количест-
вом арматуры. Необходимо руко-
водствоваться определенными пра-
вилами ее установки и эксплуата-
ции:
1) движение среды должно сов-
падать со стрелкой па корпусе ар-
матуры;
2) использование арматуры не
по прямому назначению запрещает-
ся, например недопустимо исполь-
зовать запорную арматуру как ре-
гулирующую;
3) арматура должна вваривать-
ся в соответствующий участок тру-
бопровода до его монтажа; при
проектировании трубопроводов ус-
тановка ее предусматривается в ме-
стах, доступных для обслуживания,
если не имеется в виду радиоактив-
ная среда;
4) арматура, работающая при
высоких температурах, закрывается
съемными разборными теплоизоля-
ционными конструкциями.
Приваривание арматуры к тру-
бопроводам уменьшает возможные
протечки среды и повышает надеж-
ность работы. Крышка арматуры
присоединяется к ее корпусу на
6*
148
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
фланцах, что позволяет выполнять
мелкий ремонт на месте. Для час-
тичного ремонта без вырезки арма-
туры, иногда при невысоких давле-
ниях, седла в корпусах арматуры
выполняют на резьбе. Если требу-
ется более серьезный ремонт пли
замена арматуры, то она вырезает-
ся и в последующем вваривается
вновь.
Вся арматура высокого давления
выпускается заводами только как
приварная. В качестве запорных ор-
ганов используют вентили и задвиж-
ки. Тип запорного органа выбирают
в основном ио диаметру трубопро-
вода. Па трубопроводах с диамет-
ром 125 мм устанавливают, как
правило, задвижки, с диаметром
70 мм и менее — вентили. В интер-
вале диаметров от 70 до 125мм воз-
можно применение обеих конструк-
ций; задвижки обязательны на тру-
бопроводах, по которым допускает-
ся движение среды в обоих направ-
лениях, вентили несколько удобнее
для ремонта.
Г и др а вл и ч ес ко е сопротивление
вентилей больше, чем задвижек.
Для вентилей диаметром 100 мм ко-
эффициент гидравлического сопро-
тивления составляет 2,5—5,5, а для
задвижек полнопроходного сече-
ния—0,25. Это позволяет, в частно-
сти, выбирать задвижки с меньшим
диаметром, чем диаметр трубопро-
вода, куда их вваривают, что сни-
жает массу арматуры, а также ее
стоимость. При этом если проход-
ное сечение стеснено вдвое, то коэф-
фициент гидравлического сопротив-
ления составит 1,5, а при использо-
вании направляющей трубы — все-
го 0,8, т. е. он по-прежнему будет
существенно меньше, чем для вен-
тиля. Однако масса, размеры и ход
шпинделя задвижки больше, чем те
же параметры вентиля.
Рис. 9.4. Задвижка с кли-
новым затвором с цельным
клином (а) и из двух дис-
ков (тарелок) (б):
/ шпиндель:
2 — корпус:
3 — распорный гриб;
4 — седло;
5 — уплотняющий диск (тарел-
ка)
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
149
На АЭС часто применяют за-
движки с клиновым затвором. Та-
кая задвижка может иметь один
клин, соединенный со шипи толем
(рис. 9.4, а). В этой конструкции
для создания плотного контакта с
двусторонним седлом клапана,уста-
новленным в корпусе, при опуска-
нии шпинделя с клином требуется
подгонка клина к двум поверхно-
стям, что выполнить полностью не
удается. Более совершенна кон-
струкция, приведенная па рис. 9.4, б,
в которой сидящий на шпинделе
клип состоит из двух уплотняющих
дисков (тарелок). При опускании
шпинделя к уплотняющим кольцам
(седлу) задвижки подхо шт обе та-
релки, а окончательная плотность
соединения достигается при после-
дующем опускании шпинделя, так
как тарелки прижимаются распор-
ными грибками. Такне задвижки
работают как на парс, так и на во-
де. По этому же типу создана и
главная запорная задвижка ГЗЗ
(рис. 9.5), устанавливаемая на тру-
бопроводах главного циркуляцион-
ного контура водо-водяных реакто-
ров. Однако выполнение ее для ус-
ловного диаметра 500 мм и высоко-
го давления приводит к тому, что ее
уже трудно называть просто арма-
турой— скорее это небольшой вспо-
могательный агрегат. Назначение
этих задвижек — полное отключение
одной из петель при работе дру-
гих, поэтому минимальное их коли-
чество— две на каждую петлю.
Главная запорная задвижка
имеет электропривод мощностью
20 кВ г с дистанционным управле-
нием и довольно большие размеры:
тля ВВЭР-440 общая высота более
3 м, масса 8 т. Для полного отклю-
чения трубопровода при закрытии
задвижки с помощью элсктроприво-
Рис. 9.5. Главная запорная задвижка атом-
ной электростанции с водо-водяным реак-
тором:
1 — электропривод;
2- упорный шарикоподшипник;
3 — сальник;
4 — крышка;
5 — шпиндель;
6 — корпус;
7 — сбросной клапан;
S— грибок;
9 — седло;
10— тарелка
*2800
150
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
да требуется 85 с, а вручную —
32 мин. Вода, оставшаяся после
закрытия задвижки в ее корпусе
под крышкой, сначала имеет высо-
кую температуру. При снижении
давления из этой воды образуется
пар, для отвода которого преду-
смотрен сбросной клапан 7.
Существенное увеличение диа-
метра главного циркуляционного
контура при переходе к ВВЭР-1000
создало значительные трудности
при изготовлении для него главных
запорных задвижек. На головном
реакторе ВВЭР-1000 (5-й блок
ПВАЭС) главные запорные задвиж-
ки установлены, по принято реше-
ние об отказе о г них для серийных
Рис. 9.6. Запорный проходной вентиль вы-
сокого давления:
1 — шпиндель;
2 — полукольцо;
3— основной клапан (тарелка):
4 - - корпус;
5 — седло;
6—разгрузочная тарелка;
7 — коническая часть шпинделя;
8 — втулка
блоков ВВЭР-1000. Это решение
продиктовано следующими допол-
нительными соображениями: для
ВВЭР-440 при отключении одной
петли в работе остаются пять пе-
тель, что нс приведет к серьезному
нарушению гидродинамики реакто-
ра; для ВВЭР-1000 при отключении
одной петли в работе остаются три,
что создает определенный гидроди-
намический перекос в реакторе.
На трубопроводах АЭС разме-
щают большое количество вентилей
различного назначения. На рис. 9.6
показан запорный вентиль высокого
давления. При его закрытии сидя-
щий на шпинделе 1 клапан 3 опу-
скается на седло 5. Для открытия
вентилей и за движок высокого дав-
ления необходимо преодолевать
большие усилия, так как при на-
чальном положении существует
большой перепад давлений по обе
стороны клапана. Раньше для об-
легчения открытия применяли об-
водные трубки малого диаметра с
вентилем на них, открыв который
выравнивали давление по обо сто-
роны клапана. Однако при этом
создавались дополнительные уча-
стки высокого давления и увеличи-
валось количество арматуры. В кон-
струкции, показанной на рис. 9.6,
использован метод внутренней раз-
грузки. Вначале поднимается раз-
грузочный клапан 6 малого диамет-
ра, открывая доступ среде по обеим
сторонам основного клапана 3.
Подъем клапана 6 идет до упора
его в полукольцо 2, в связи с чем
начинается уже подъем основного
клапана. Для уменьшения возмож-
ных утечек воды через сальник на
шпинделе / имеется коническая по-
верхность 7, упирающаяся во втул-
ку 8 крышки при полном открытии
вентиля.
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
151
Запорная арматура (запорные
задвижки и клапаны) должна быть
или полностью открыта, или пол-
ностью закрыта. Использование ее
как регулировочной арматуры при-
водит к повышенному эрозионному
износу деталей и нарушению основ-
ного соединения, а в результате —
к протечкам. Для регулирования
расхода или давления существует
специальная арматура. Регулиро-
вочные вентили отличаются от за-
порных профилем клапана и седла
(рис. 9.7). Односедельный клапан 4
в виде иглы имеет переменное сече-
ние. Он или укреплен па шпинде-
ле 2, или выполнен с ним как одно
целое. Седло 3 укреплено на резьбе
в корпусе 1 вентиля и имеет рас-
ширяющееся сечение.
Профи лирова нны й кл ап ан-игл а
позволяет изменять расход среды
пропорционально его перемещению.
Такой вентиль не может работать
без протечек, но этого и не требует-
ся, так как он не запорный, а для
радиоактивной среды широко ис-
пользуют вентили с сильфонным
уплотнением.
На рис. 9.8 показан регулирую-
щий клапан шиберной конструкции.
Такие клапаны работают как па
паре, так и на воде.
На всех питательных магистра-
лях перед питаемым агрегатом (па-
Рнс. 9.7. Рабочая часть регули-
ровочного вентиля для воды
регенератор, реактор, испаритель
и т. д.) обязательна установка об-
ратного клапана (рис. 9.9). Назна-
чение его — предотвратить опорож-
нение водяного объема парогенери-
рующего агрегата при аварийном
останове питательного насоса и па-
дении давления в питательной ма-
гистрали. Ввиду важности такой
арматуры в обеспечении надежной
эксплуатации обратные клапаны не
имеют вывода шпинделя за пределы
Рис. 9.8. Паровой редукционный
(дроссельный) клапан шиберной кон-
струкции
' Рис. 9.9. Обратный клапан для тру-
бопроводов питательной воды
152
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
корпуса, чтобы исключить случай-
ное неправильное воздействие пер-
сонала. Обратный клапан распола-
гают на напорной стороне насосов
(до запорной задвижки), чтобы при
аварийном останове насоса защи-
тить его всасывающую часть и под-
водящий к ней трубопровод от по-
вышения давления в них. Обяза-
тельно применение обратных клапа-
нов и на трубопроводах отборного
пара из турбины, причем для боль-
шей надежности устанавливают два
клапана: первый — самодействую-
щий, второй — с гидроприводом (ис-
пользуется при заедании клапана).
Чтобы не допустить существен-
ного превышения нормального дав-
ления в разных частях системы,
обязательна установка предохрани-
тельных клапанов; число таких кла-
панов должно быть не менее двух.
Па трубопроводах больших диамет-
ров это импульсные предохрани-
тельные клапаны, в которых при
превышении давления открывается
сначала вспомогательный клапан, а
вслед за ним — основной. Предохра-
нительные клапаны на парогенера-
торах двухконтурных АЭС, каза-
лось бы, могут пе устанавливаться,
так как давление в них не подни-
мается выше того, которое отвечает
температуре кипения, равной мак-
симальной температуре теплоноси-
теля. Однако расчет парогенератора
на это давление не снимает требо-
вания установки предохранитель-
ных клапанов на случай (хотя и
маловероятный) аварии, когда в ре-
зультате прямого разрыва трубки
парогенератора давление в пом мо-
жет возрасти до рабочего давления
реактора. Предохранительные кла-
паны используют и в первых конту-
рах двухконтурпых АЭС (обычно
на компенсаторах объема) со сбро-
сом образующегося при их откры-
тии пара в барботер под уровень
воды (см. рис. 6.10). Кроме основ-
ных предохранительных клапанов
первого контура имеются дополни-
тельные предохранительные клапа-
ны меньшего проходного сечения на
каждой из петель многопетлевого
водо-водяного реактора в их отклю-
чаемых частях.
Для одноконтурной АЭС предо-
хранительные клапаны могут быть
Рис. 9.10. Пружинный предохранительный
клапан высокого давления:
1 — корпус;
2 — втулка (седло);
3 — упорный закрепляющий ппифт;
4 — направляющее (регулирующее) кольцо;
5 — тарелка клапана;
6 — направляющая втулка;
7 — hi гок;
Я — пружина;
9— устройство для подрыва клапана от руки;
10—гайка для регулировки клапана
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
153
илл на барабанах-сепараторах, пли
на паропроводах. Обязателен сброс
из них в барботажные устройства.
Для реакторных контуров и для па-
рогенераторов предпочтительнее
импульсные предохранительные
клапаны, открывающиеся под воз-
действием датчиков на электропри-
вод клапана. В остальных случаях
допустимы предохранительные кла-
паны прямого действия, рычажно-
грузовые или пружинные. На
рис. 9.10 показан предохранитель-
ный клапан, пружина которого рас-
считывается на подъем клапана при
заданном давлении.
Для вывода дренажей, спуска
воды из контуров и непрерывной и
периодической продувок существу-
ет своя арматура, общее правило
для которой -— последовательная
установка двух вентилей: запорного
и вслед за ним соответствующего
регулировочного, причем запорный
должен открываться полностью.
Для автоматического удаления кон-
денсата пара, периодически скапли-
вающегося в паропроводах, приме-
няют конденсатоотводчики, через
которые отводится только конден-
сат.
Особенно внимательно следует
подходить к проектированию трубо-
проводов и соответствующему вы-
бору количества и мест размещения
арматуры в одноконтурных АЭС.
Необходимо иметь в виду, что аб-
солютная плотность в длительной
эксплуатации недостижима, причем
наиболее трудноуилотняемой средой
является вода, а затем насыщенный
и перегретый пар. В особо ответ-
ственных местах с большой радио-
активностью среды используют сис-
тему уплотнений. Вся арматура, как
снимаемая для ремонта, так и ре-
монтируемая на месте, после ремон-
та должна проходить гидравличе-
ское испытание.
Промежуточное положение меж-
ду арматурой и контрольно-измери-
тельными приборами занимают ука-
затели уровня, как устанавливае-
мые непосредственно на оборудова-
нии, так и вынесенные за его преде-
лы. Контроль уровня практически
во всех аппаратах производится
для условий барботажа пара через
водяной объем. При этом действи-
тельный уровень в аппарате будет
тем больше превышать уровень во-
ды по водоуказателыюму прибору,
чем ниже по высоте аппарата сде-
лан отвод к измерителю в области
водяного объема. Необходимо де-
лать этот отвод возможно выше, но
не превышая минимального уровня
воды в аппарате (см. рис. 5.15).
9.3. РЕДУКЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
Кроме нормальных эксплуата-
ционных режимов АЭС существуют
переходные и аварийные режимы.
В таких режимах возникает необ-
ходимость изменения тракта дви-
жения пара, например минуя тур-
бину. Однако при этом необходим
сброс давления пара от начального
до давления того агрегата, в кото-
рый сбрасывается пар (конденсатор
основной, конденсатор технологиче-
ский, деаэратор), пли до атмосфер-
ного при сбросе в атмосферу. Дрос-
селирование свежего пара применя-
ется также как резервное для пита-
ния отдельных элементов станнин,
нормально использующих отборный
пар турбины, в частности для кол-
лектора пара собственных нужд
(СН), из которого снабжаются па-
ром установки спецводоочисток
(СВО), пароэжекторная машина и
154
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
другие вспомогательные системы
АЭС.
Для целей дросселирования при-
меняют специальные редукционные
установки (РУ), действующие пе-
риодически. При быстром включе-
нии— 15 с и даже 2—4 с вместо 30 с
для обычных установок—их называ-
ют быстродействующими редукци-
онными установками (БРУ). Место
сброса пара обозначается соответ-
ствующей буквой, например БРУ-К,
БРУ-СП, БРУ-А.
При дросселировании пара мо-
жет возникнуть необходимость сни-
жения также и температуры пара.
Так как на АЭС с водным теплоно-
сителем применяется насыщенный
пар, то обычно снижения темпера-
туры не требуется *. Установки, в
которых снижается и давление и
темпера гура пара, называются ре-
дукционно-охладительными (РОУ),
а при быстром включении — быст-
родействующими редукционно-охла-
дительными установками (БРОУ).
Общая схема РОУ приведена на
рис. 9.11. В РОУ операции по сни-
жению давления и температуры па-
ра проводятся последовательно:
сначала снижается давление в ре-
дукционном (дроссельном) клана-
Рис. 9.11. Схема редукциоппо-охладптель
ной установки
* Если свежий пар является перегре-
тым (см. гл. 14 и 15), то требуется сниже-
ние и давления и температуры.
не 1 с электроприводом, затем сту-
пенчато в дроссельных решетках 9
пароохладителя 3. После снижения
давления в пар через форсунки 2 па-
роохладителя впрыскивается холод-
ный конденсат (от КПП) для ох-
лаждения пара до необходимой тем-
пературы. Окончательно параметры
пара устанавливаются на некото-
ром расстоянии после пароохлади-
теля 3, поэтому импульс для воз-
действия на дроссельный клапан 1
и па клапан 7, регулирующий пода-
чу конденсата на впрыск, берется в
точке 8 па расстоянии 8—10 м по-
сле пароохладителя 3.
В связи с большим перепадом
давления между водой и паром,
прошедшим первоначальное дроссе-
лирование в клапане /, применяет-
ся следующая схема подачи воды
на впрыск: через дроессельное уст-
ройство 6 (набор дроссельных
шайб) проходит одно и то же коли-
чество воды при всех нагрузках;
благодаря этому перепад давления
постоянен и перед регулирующим
клапаном 7 всегда поддерживается
одно и то же давление (на 1,0—
1,5 МПа выше, чем в пароохлади-
теле). Внутри клапана поток раз-
ветвляется— большая часть воды
поступает на впрыск, а остаток сли-
вается в деаэратор. Вода между
сливом и впрыском распределяется
клапаном, уменьшающим один из
проходов и увеличивающим другой;
он называется клапаном постоянно-
го расхода. Чтобы давление в тру-
бопроводе низкого давления пе пре-
вышало принятого, за пароохлади-
телем после места отбора импульса
устанавливают предохранительный
клапан 4. Приводы редукционного
клапана 1, регулирующего клапана
впрыска 7 п быстровключающсгося
запорного вентиля 5 на линии
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
155
впрыска, позволяют осуществлять
не только дистанционное, но в слу-
чае необходимости и ручное управ-
ление. В БРОУ вместо, обычных
электро- или гидроприводов приме-
няют быстроходные.
Ла рис. 9.12 представлен паро-
охладитель с дроссельными решет-
ками 1, входящий в состав РОУ и
БРОУ. Число дроссельных решеток
зависит от необходимой степени
редуцирования. Расход воды на
впрыск (т/ч)
6B = 6u(ft1-/i2)/(/l2-ftB), (9.2)
где Gn-—производительность РОУ
по редуцированному пару, т/ч; h\ и
Я2 — энтальпии пара до и после ре-
дукционно-охладительной установ-
ки, кДж/кг; /гв — энтальпия впры-
скиваемой воды, кДж/кг.
В пароохладителях с диаметром
500 мм впрыскивающие форсунки 2
выполняют под острым углом к на-
правлению потока пара (см.
рис. 9.11), а при диаметрах ООО мм
и более — перпендикулярно (рис.
9.12).
Так как на АЭС с насыщенным
паром необходимо только дроссели-
рование пара, а его охлаждение не
требуется, то вся система рис. 9.11
Рис. 9.12. Пароохладитель с дроссель-
ными решетками
ограничивается дроссельным кла-
паном.
На рис. 9.13 показана схема ис-
пользования РУ и БРУ на АЭС с
водным теплоносителем при сбросе
пара в конденсатор, минуя турбину.
При работающих реакторной и па-
рогенераторпой установках и вне-
запном сбросе нагрузки турбиной
включается быстродействующая ре-
дукционная установка с подачей па-
ра в конденсатор через БРУ-К, вхо-
дящую в комплект конденсатора.
Парогенератор питается по прежней
схеме, однако с меньшей нагрузкой
и с выключенными подогревателями
низкого и высокого давлений по па-
ровой стороне. В переходном па-
трубке конденсатора в сдросселиро-
ванный пар впрыскивается конден-
сат от конденсатного насоса первой
ступени. БРУ-К располагается вне
переходного патрубка, по поставля-
ется вместе с конденсатором. В за-
Рис. 9.13. Схема использования РУ и БРУ
в системе АЭС:
1 — реактор;
2 — парогенератор;
3 — РУ;
4 — БРУ-К. входящая в комплект конденсатора;
’ - стопорный клапан турбины;
• - ЦСД;
7 - ЦНД;
8 — конденсатор;
9 — конденсатный насос;
10 — ПНД;
11 - - теплообменник расхолаживания;
12 — деаэратор;
13 — питательный насос;
14 — ПВД;
15 — ГЦН
156
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
виспмости от причин, вызвавших
сброс нагрузки турбины, и возмож-
ности их ликвидации решается воп-
рос о продолжении работы реакто-
ра с пониженной нагрузкой (если
турбин несколько) или о необходи-
мости его останова.
Из рис. 9.13 видно также воз-
можное использование РУ в режи-
ме расхолаживания АЭС с ВВЭР.
Пар после парогенератора через РУ
и теплообменник 11 поступает в
деаэратор, откуда вода подается в
парогенератор через выключенные
по паровой стороне ПВД.
В схемах трубопроводов армату-
ру показывают следующим обра-
зом:
с ручным приводом
вентиль
задвижка
с электроприводом
вентиль
задвижка
клапаны
----><—— обратный
регулирующий
электроприводе м
редукционный
им пульспый предо-
хранительный с вы-
хлопом в атмосферу
9.4. ПРИНЦИПИАЛЬНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ
СХЕМЫ АЭС
Принципиальная тепловая, схема
АЭС объединяет технологические
схемы установок, входящих в систе-
му АЭС, рассмотренных в предыду-
щих главах. Она включает в себя
только основные установки — реак-
торную, парогенераторную, паротур-
бинную, конденсационную и конден-
сатно-питательный тракт. На прин-
ципиальную схему наносят основ-
ные трубопроводы, соединяющие
установки в единую технологиче-
скую систему. На линиях стрелками
указывают направление потоков па-
ра и конденсата.
Независимо от числа основных
и вспомогательных агрегатов на
принципиальной тепловой схеме од-
нотипное оборудование изобража-
ется только один раз, ио со всеми
последовательно включенными эле-
ментами. Например, при установке
на АЭС нескольких турбин на прин-
ципиальной схеме изображают толь-
ко одну. Трубопроводы указывают
только одной линией по направле-
нию основного потока независимо
от числа параллельных потоков, без
поперечных связей между трубопро-
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
157
водами к отдельным агрегатам,
если таковые существуют, и без
трубопроводов вспомогательного на-
значения, например дренажных с
дренажными баками, системы тех-
нической воды и др. Многочислен-
ную арматуру, входящую в состав
трубопроводов или установленную
на самих агрегатах, также нс нано-
сят. Исключение составляют только
главная запорная задвижка цирку-
ляционного контура ВВЭР и арма-
тура, имеющая принципиальное
значение, например регулировочные
вентили 21 (рис. 9.14) и 3 (см.
рис. 9.16), вентиль на сливе конден-
сатов греющих паров ПВД (см.
рис. 9.15) и т. п.
Принципиальная тепловая схема
является основой для теплового рас-
чета АЭС, для решения различных
задач, например выдачи турбо-
Рис. 9.14. Принципиальная тепловая схема паротурбинной
с ВВЭР-440:
1 — блок стопорно-регулирую-
щих клапанов;
2—уплотнение штоков клапа-
нов турбины;
3 — уплотнения вала турбины;
4—ЦСД турбины;
5 — сепара гор-пром перегрева-
тел Ь j
6 — ЦНД турбины;
7 — подогреватели сетевой во-
ды;
8 — насос теплосети;
9 — конденсатор турбины;
10 — конденсатный насос
вой ступени;
11—основной эжектор;
12 — эжектор уплотнений;
13 — конденсатоочнстка:
14 — конденсатный насос
рой ступени;
15 - ПИД;
16 — дренажный насос;
пер-
вто-
части двухконтурной АЭС
17 — охладитель дренажа;
18 — деаэратор;
13—питательный насос с элек-
троприводом;
20 — ПВД;
21 — регулятор давления;
22 — коллектор пара собствен-
ных нужд;
23 — БРУ-СП;
24 — БРУ-К
158
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
строительному заводу технического
задания на проектирование повой
машины, выбора мощности и пара-
метров основных агрегатов, уста-
новления тепловой экономичности
АЭС в условиях иного в сравнении
с заводским расчетом вакуума в
конденсаторе и др. Составленная
'для' каждого из этих вариантов
принципиальная схема подлежит
предварительному расчету, па осно-
ве которого можно будет уточнить
основные характеристики оборудо-
вания: наиболее экономичное рас-
пределение регенеративного подо-
грева по ступеням, число ступеней
подогрева, давление в деаэраторе
и др. Из перечисленных выше задач
и из гл. 3 следует, что в основном
расчет тепловой схемы и различные
ее варианты относятся практически
только к турбинной установке. По-
этому принципиальные схемы АЭС
ниже даются как тепловые схемы
паротурбинной части станции.
На рис. 9.14 приведена принци-
пиальная тепловая схема паротур-
бинной части двухконтурной АЭС с
ВВЭР-440. На этой АЭС устанавли-
ваются две турбины К-220-44, но
так как тепловая схема принципи-
альная, то на рис. 9.14 показана
только одна турбина. Хотя турбина
имеет два двухпоточных ЦНД, на
рисунке показан только один поток
одного ЦНД.
Параметры пара в отборах тур-
бины могут быть взяты ио рис. 7.1, а.
Между ЦСД и ЦНД установлен се-
паратор и двухступенчатый промпе-
регреватель. У каждой турбины их
по два, по на рис. 9.14 показан один,
так как схема принципиальная;
вторая ступень перегревателя пита-
ется свежим паром.
Турбинная установка имеет пять
отборов пара из ЦСД (включая от-
бор после ЦСД) и три отбора пара
из ЦНД, т. е. всего восемь отборов.
Пар первого отбора в качестве
греющего направляется в ПВД-3, в
него же поступает и конденсат
греющего пара нромперегревателя
второй ступени. Пар второго отбора
поступает в качестве греющего па-
ра в первую ступень перегревателя
и в ПВД-2. Пар третьего отбора пи-
тает ПВД-1 и коллектор пара соб-
ственных нужд. От коллектора пара
собственных нужд пар поступает
через регулятор для поддержания
постоянного давления в деаэратор,
а также на пароэжекторную маши-
ну (см. гл. 11), установленную в
машинном зале, на выпарные аппа-
раты спецводоочистки (СВО) и др.
К коллектору пара собственных
нужд имеется резервный подвод па-
ра из паропроводов свежего пара
через БРУ собственных нужд
(БРУ-CH). В деаэратор каскадом
сливаются также конденсаты грею-
щих паров ПВД. Выпар деаэратора
в качестве рабочей среды поступает
в эжекторы — основной и уплотне-
ний. Отборный пар из четвертой
ступени используется как греющий
пар для ПН Д-5 и для второй сту-
пени подогревателя сетевой воды *.
Турбина К-220-44 работает на не-
радиоактивном паре, поэтому подо-
греватели сетевой воды без проме-
жуточного контура. Однако для
большей радиационной безопасно-
сти давление в тепловой сети прини-
мается большим, чем для греющего
пара; для схемы, изображенной *на
рис. 9.14, давление воды в тепловой
сети принято 0,0—0,7 МПа. Поэтому
* К сожалению, для подогревателей
сетевой воды все еще употребляется тер-
мин «бойлер», вовсе нс отвечающий суще-
ству процесса.
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
159
при неплотностях в теплообменной
поверхности возможен переток воды
только из тепловой сети в греющий
пар, но не наоборот.
Пар из пятого отбора использу-
ется в качестве греющей среды для
ПНД-4, а пар шестого отбора—для
ПН Д-З и для первой ступени подо-
гревателя сетевой воды; пары седь-
мого и восьмого отборов подаются
•соответственно в ПН Д-2 и ПНД-1.
Конденсат греющих паров подо-
гревателей сетевой воды каскадпо
сливается из второй ступени в пер-
вую и из нее в корпус ПН Д-2. Кон-
денсат из ПН Д-5 сливается в
ПНД-4 и из него затем заканчива-
ется дренажным насосом в тракт
конденсата. Аналогично выполнена
•схема слива дренажа и для ПНД-3
и ПНД-2, однако для повышения
тепловой экономичности на сливе
из ППД-3 установлен охладитель
дренажа. Конденсат греющего пара
ПНД-1 через охладитель дренажа
сливается в конденсатор.
В конденсатор поступают пар
после ЦНД и обессоленная доба-
вочная вода. Образовавшийся кон-
денсат после конденсатора прохо-
дит через охладители рабочего па-
ра эжекторов (основного п уплотне-
ний) и поступает па конденсато-
•очпетку. Через конденсатоочпстку
(рис. 9.14) проходит 100% расхода
турбинного конденсата, но не 100%
расхода пара на турбину, так как
конденсаты греющих паров (за ис-
ключением ПНД-1) поступают не-
посредственно в конденсатно-пита-
тельный тракт.
Эжекторы размещены до конден-
сатоочистки, так как важна непо-
средственная близость основного
эжектора к конденсатору, а неболь-
шой прирост температуры конденса-
та перед ионообменными фильтра-
ми практически не меняет темпера-
турного уровня их работы. Конден-
сат рабочих паров эжекторов сли-
вается в конденсатор: непосред-
ственно для основного эжектора и
через дренажный бак с последую-
щей закачкой в конденсатор для
эжектора уплотнений.
При внезапной остановке турби-
ны имеется возможность сброса све-
жего пара непосредственно в кон-
денсатор через соответствующую
БРУ, т. е. через БРУ-К- На схеме,
данной на рис. 9.14, показаны так-
же подача пара на уплотнения тур-
бины и их отсос. Так как у турбины
К-'220-44 ЦСД однопоточный, то это
нашло свое отражение в организа-
ции уплотнений для этой части тур-
бины. Так же как и на всех после-
дующих современных тепловых
схемах АЭС, в качестве рабочей
среды эжекторов, основного и уп-
лотнений, используется выпар деаэ-
ратора (см. § 5.2).
Принципиальная тепловая схема
паротурбинной части двухконтур-
ной АЭС с ВВЭР-1000 и тихоходной
турбиной мощностью 1000 МВт при-
ведена на рис. 9.15. Тепловые схе-
мы, показанные на рис. 9.14 и 9.15,
в целом однотипны. Однако есть и
некоторые различия. Прежде всего
различается привод питательного
насоса — для ВВЭР-1000 применен
турбопривод, что обосновано в § 5.5.
Так как схема принципиальная, то
на рис. 9.15 показана только одна
из двух приводных турбин, мощ-
ность каждой из них составляет
12 МВт. Конденсат приводной тур-
бины сливается в основной конден-
сатор. Так как на принципиальной
схеме указываются только постоян-
но работающие элементы, то на ри-
сунке не показаны пусковые элек-
тронасосы; их установлено два с по-
160
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
Рис. 9.15. Принципиальная тепловая схема паротурбинной
с ВВЭР-1000:
1— уплотнения штоков клапа-
нов турбины;
2— блок стонорно-регулирую-
щнх клапанов;
3 — ЦСД турбины;
4 — уплотнения вала турбины;
5 — сепаратор иромпере! рева-
тел ь;
6— отсечная заслонка;
7 — ЦНД турбины;
8 — подогреватели сетевой во-
ды;
9 — насос теплосети;
10 — конденсатор турбины;
11 — конденсатный насос пер-
вой ступени;
12 — основной эжектор;
13 — эжектор }плотненпй;
14 — конденсатоочнстка;
15 — конденсатный насос вто-
рой ступени;
части двухкоитурной АЭС
16- ПИД;
17 — дренажный насос;
18 — охлади гель дренажа;
1У — деаэратор;
20—питательный насос с тхр-
бонриводом;
21 ПВД;
22—коллектор пара собствен-
ных нужд;
23 — БРУ-ЦП;
24 — БРУ-К
дачей ио 150 т/ч. Пар, получаемый
в парогенераторе в пусковой пери-
од, через БРУ-СП поступает в кол-
лектор собственных нужд, от кото-
рого имеется резервное питание
приводной турбины. После выхода
па мощность основной турбины при-
водная питается постоянно паром
после СПП, как и показано па
рис. 9.15.
Сспарат из СПП направляется в
деаэратор, а конденсат греющих па-
ров про.мпсрегрсвателя — из первой
ступени в ПВД-2, а из второй —
в ПВД-3. Питание ПВД паром осу-
ществляется из первого, второго и
третьего отборов турбины. Конден-
сат греющего пара ПВД-1 сливает-
ся в ППД-4, а конденсат греющего
пара ПВД-3 — в ПВД-2, из которо-
го он перетекает в деаэратор, по мо-
жет при нерасчетном режиме сли-
ваться из ПВД-2 в ПВД-I и вместе
с дренажом ПВД-1 поступать в
ППД-4. Число ПНД уменьшено в
сравнении с рис. 9.14, установлены
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
161
два дренажных насоса и два охла-
дителя дренажа. Это должно
способствовать повышению теп-
ловой экономичности турбины
К-1000-60/1500 в сравнении с
К-220-44. В противоположность это-
му подача конденсатов греющих па-
ров подогревателей теплосети в кон-
денсатор, а не в один из корпусов
ПНД снижает тепловую экономич-
ность и излишне загружает анионит
конденсатоочистки. Пар на уплот-
нения турбины подается из деаэра-
тора. По выполнению этой линии
видно, что ЦСД для этой турбины
двухиоточные.
Рассмотрение тепловых схем
рис. 9.14 и 9.15 и их сопоставление
показывают существенное развитие
регенеративной системы для тур-
бин двухконтурных АЭС. В значи-
тельной мере возможности повыше-
ния тепловой экономичности двух-
контурных АЭС представляются
уже исчерпанными. В схемах двух-
контурных АЭС материалом тепло-
обменных поверхностей для ПВД
всегда является углеродистая сталь,
а для ПНД — часто латунь. Такое
решение нежелательно по двум при-
чинам. Во-первых, использование
меди более целесообразно в других
отраслях техники. Во-вторых, нали-
чие оксидов меди в воде интенси-
фицирует коррозию сталей. В от-
дельных проектах, несмотря на
двухконтурность АЭС, трубки ПНД
выполняют из нержавеющих аусте-
нитных сталей. Болес правильным
решением было бы применение для
трубок ПНД стали 08Х14МФ или
перлитных сталей (что уменьшит
капиталовложения для АЭС). Опыт
обычной теплоэнергетики свидетель-
ствует о том, что в условиях воды
высокой чистоты при дозировании
окислителя (газообразного кисло-
рода или перекиси водорода) в кон-
денсат после конденсатоочистки та-
кое решение вполне допустимо. Та-
кое решение целесообразно было
бы и для одноконтурных АЭС.
Особенности тепловых схем од-
ноконтурных АЭС связаны с радио-
активностью их паров. В любой схе-
ме таких АЭС обязательно: во-пер-
вых, включение в тепловую схему
испарителя для получения нерадио-
активного пара, подаваемого на
уплотнения турбин, во-вторых, ис-
пользование промежуточного водя-
ного контура между греющими па-
рами и водой теплосети. Выполне-
ние этих решений обязательно.
Основное отличие тепловых схем
одноконтурных АЭС от двухконтур-
пых связано с обеспечением надеж-
ного водного режима реактора.
В реактор двухконтурной АЭС из-
вне поступает небольшое количество
подпиточной воды, а продукты кор-
розии имеют своим источником ог-
раниченный первый контур, выпол-
няемый из нержавеющих аустенит-
ных сталей. В реактор одноконтур-
ной АЭС поступают большие расхо-
ды питательной воды, равные паро-
производитсльности установки, и
продукты коррозии не только реак-
торного контура, но и всей регене-
ративной системы турбины. От
естественных примесей воды реак-
тор одноконтурной АЭС надежно
защищает 100%-ная конденсато-
очистка. Поэтому основное внима-
ние при разработке тепловой схемы
турбинной части одноконтурной
АЭС уделяется решению проблемы
удаления продуктов коррозии из
тракта, предшествующего реактору.
Эти вопросы решаются по-разпому
и нс нашли еще своего окончатель-
ного решения. На самых первых
блоках отечественных одноконтур-
162
Глава 9. Трубопроводы и 1епловые схемы АЭС
О г реактора
Рис. 9.16. Принципиальная тепловая схема паротурбинной
с РБМК-1000:
/ — питательный насос;
2 — деаэратор;
3—регулятор давления;
4 — испаритель;
5-—уплотнения штоков клапа-
нов турбины;
6 — блок стопорно-регулирую-
щих клапанов;
7 — ЦСД турбины;
8 — сенаратор-промперегрева-
тель;
9 - уплотнения вала турбины;
10 — ЦНД турбины;
11 —отсекающая заслонка;
12 — подогреватели промконтура
теплосети;
13 — насос промконтура тепло-
сети;
части одноконтурной АЭС
14 — конденсатор турбины;
15 — конденсатный насос
кого подъема;
16 — основной эжектор;
17 — эж ектор у пл отн е ни й;
18 — кондепсатоочистка;
19— конденсатный насос
рого подъема;
20 — ПНД
пер-
вто-
ных АЭС с РБМК-Ю00, стремясь
уменьшить поступление продуктов
коррозии в воду реактора, подогре-
ватели высокого давления не уста-
навливали и, кроме того, все кон-
денсаты греющих паров и слив из
•сепаратора направляли в конденса-
тор для последующей очистки их
совместно с турбинным конденсатом
на конденсатоочистке. Потерю теп-
ловой экономичности, вызываемую
сливом в конденсатор всех этих по-
токов, в какой-то мерс компенсиро-
вали охладители дренажей, которые
были установлены после каждого
ПНД и соответственно усложняли
схему. В последующих блоках с
РБМК-1000 отказ от установки
ПВД сохранился, но в тепловую
схему АЭС с РБМК-1000 были вне-
сены определенные изменения. Та-
кая схема, осуществленная на мно-
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
163
гих блоках с РБМК-1000, показана
на рис. 9.16.
Основные особенности этой теп-
ловой схемы следующие: для
уменьшения поступления продуктов
коррозии в реакторную воду, как
было сказано выше, ПВД не уста-
новлены, что приводит к определен-
ной потере тепловой экономичности,
так как температура питательной
воды ниже оптимальной; охлади-
тель дренажа оставлен только по-
сле Г1ПД-1; сспарат из СПП слива-
ется в ППД-3; конденсаты греющих
паров первой и второй ступеней пе-
регрева направлены в деаэратор;
все конденсаты греющих паров кас-
кадом сливаются в конденсатор.
Рис. 9.17. Водноре-
жнмныс схемы тур-
бинной установки од-
ноконтурной АЭС с
реактором РБМК-
1000
164
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
Такое решение приводит к за-
метной потере тепловой экономич-
ности. Кроме того, из этого потока
нужно удалять именно продукты
коррозии, что требует только меха-
нической фильтрации, но не ионного
обмена, осуществляемого в конден-
сатоочистке. Поэтому очистка кон-
денсатов греющих паров ПНД на
конденсатоочпстке приводит к пе-
рерасходу смол, в частности доро-
гостоящего анионита. Болес рацио-
нальное (предпочтительное) реше-
ние по очистке конденсатов грею-
щих паров ПНД показано на
рис. 9.17,6 в сравнении с решением,
осуществленным по рис. 9.17, а, от-
вечающим тепловой схеме, изобра-
женной на рис. 9.16.
Как видно из рис. 9.17, а, кон-
депсатоочистка состоит из катиони-
тового фильтра К, играющего роль
механического фильтра, и после-
дующего фильтра смешивающего
действия ФСД, в котором в сме-
шанном слое катионита и анионита
происходит ионный обмен. Исследо-
вания показывают, что в собствен-
но турбинном конденсате содержа-
ние оксидов железа близко к их ис-
тинной растворимости; содержание
оксидов железа в каскадном сливе
конденсатов греющих паров состав-
ляет 35—40 мкг/кг, существенно
превышая растворимость. Смешение
двух потоков с разными физико-хи-
мическими показателями и их сов-
местная очистка ухудшает степень
выведения продуктов коррозии из
тракта и удорожает копденсато-
очпетку. Более правильным являет-
ся раздельная очистка этих пото-
ков, показанная на рис. 9.17,6. На-
полнители для механических фильт-
ров предлагаются различные. Важ-
но то, что все они существенно де-
шевле ионообменных смол. Сопо-
ставление рис. 9.17, а и 6 показы-
вает также, что сокращается вооб-
ще число фильтров.
Дальнейшее развитие тепловой
схемы одноконтурной АЭС прояви-
лось с переходом от реактора
РБМК-1000 к реактору РБМК-1500.
Принципиальная тепловая схема
паротурбинной части первого блока
одноконтурной АЭС с реактором
РБМК-1500 и быстроходной турби-
ной 750 МВт (устанавливаются две
турбины) показана на рис. 9.18.
Характерные особенности данной
схемы в сравнении со схемой, пред-
ставленной на рис. 9.16, следующие:
для повышения тепловой экономич-
ности давление в деаэраторе увели-
чено до 1,0 МПа (в сравнении с
0,7 МПа для схем, данных на
рис. 9.15 и 9.16, т. с. более развита
система ПНД); кроме того, конден-
сат греющего пара промежуточного
перегревателя закачивается непо-
средственно в питательный трубо-
провод; соответственно температура
питательной воды повысилась в
сравнении с 165°С (см. рис. 9.16)
то 190°С, что уже ближе к оптималь-
ной; в качестве привода для насоса
закачки дренажа пароперегревате-
ля применена водяная турбина,
подсоединенная к напору питатель-
ного насоса; промежуточный паро-
перегреватель принят одноступен-
чатым, что несколько снижает теп-
ловую экономичность, но способ-
ствует уменьшению необходимой по-
верхности теплообмена, т. е. ее
стоимости и габаритов, и по техни-
ко-экономичным соображениям ока-
зывается предпочтительным; кон-
денсаты греющих паров ПИД за-
качиваются двумя дренажными на-
сосами в основной конденсат, при-
чем на всас второго дренажного на-
соса подается и слив из сепаратора;
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
165
части одноконтурной АЭС
Рис. 9.18. Принципиальная
с РБМК-1500:
1 уплотнения штоков клапа-
нов турбин;
2 — блок стопорно регулирую-
щих клапанов;
3 - ЦСД;
4—уплотнения вала турбины;
5 — сепаратор:
6 — промежуточный паропере-
греватель;
7 — отсекающая заслонка;
5 — ЦНД;
9 — теплообменник парогенера-
тора (ТПГ);
10— компенсатор объема пром-
контура парогенератора;
11 — парогенератор;
тепловая схема паротурбинной
12 — теплообменник промконту-
ра теплосети;
13 — насос промконтура тепло-
сети;
14 — дренажный насос теплооб-
менников теплосети;
15 — конденсатор;
16 — конденсатный насос 1-го
подъема:
17 — основной эжектор;
18 — эжектор уплотнений;
19 — кондепсатоочистка:
20 — конденсатный насос 2-го
подъема;
21 — ПНД;
2'2 — дренажный насос:
23 — механический фильтр;
24 — испаритель;
25 — деаэратор;
26 — электромагнитный фильтр;
27 — питательный насос;
25—насос закачки конденсата
греющего пара пром пере-
гревателя;
29 — приводная водяная турби-
на;
30 — коллектор пара собствен-
ных нужд;
31 — БРУ-СИ;
32 — БРУ-К
вывод продуктов коррозии из кон-
денсатно-питательного тракта мо-
жет выполняться в двух вариантах.
По первому варианту очистку от
продуктов коррозии на механиче-
ских фильтрах 23 проходят дрена-
жи ПНД и совместно с ними слив
из сепаратора. По второму вариан-
ту механические фильтры на дрена-
жах не хоста навливаются, а удале-
ние продуктов коррозии предполага-
ется из полного потока питательной
воды на электромагнитном фильтре
(ЭМФ) 26, устанавливаемом после
деаэратора до питательного насоса.
Более правильным является пер-
вое решение, его использование за-
висит от завершения работ по про-
верке работоспособности материалов
этих фильтров при повышенных
температурах (до ]60°С). Ионооб-
менные смолы для этих целей не-
пригодны, но матрица, служащая
основой для производства смол,
представляется перспективной.
По второму варианту поток ос-
166
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС
новного конденсата смешивается с
дренажами и концентрации оксидов
железа перед ЭМФ становятся
меньшими, чем в дренажах, что
снижает степень очистки на любом
механическом фильтре. Тем не ме-
нее применение ЭМФ имеет свои
преимущества. Принципиально
ЭМФ могут работать при любых тем-
пературах и их можно было бы
устанавливать даже перед самым
входом в реактор. По при высоких
температурах усложняются вопросы
охлаждения элсктрообмотки. 1\ на-
стоящем у времени ЭхМФ надежно
эксплуатируются при температурах
180°С, что предопределяет их распо-
ложение перед питательным насо-
сом, как это показано на рис. 9.19.
Большое достоинство ЭМФ — их ис-
ключительная компактность, что
связано с большими допусти-
мыми скоростями фильтрования
(1000 м/ч). Так, на турбину мощ-
ностью 750 МВт на полном расходе
питательной воды достаточно трех
фильтров диаметром — 1 м и высо-
той м.
В фильтр загружаются мягко-
магнитные шарики диаметром 6 мм.
При наложении электромагнитного
поля ферромагнитные загрязнения
воды перемещаются к магнитным
Рис. 9.19. Установка ЭМФ:
1 — деаэратор;
2, 4, 5, 6, 7 —задвижка;
3 — ЭМФ;.
8 — питательный насос
полюсам шариков, где и отлагают-
ся. Немагнитные оксиды железа и
других металлов и неметаллические
загрязнения в большой мере адсор-
бируются отложившимися магнит-
ными оксидами железа. При превы-
шении сопротивления фильтра на
0,1 МПа ± 10% фильтр автоматиче-
ски переводится в режим промывки,
по завершении которой также авто-
матически включается в работу.
При работе фильтра задвижки 2 и
5 открыты, а задвижки 4, 6 и 7 за-
крыты. Фильтр выводится на про-
мывку через 1—2 недели работы
(в зависимости от роста сопротив-
ления). При переводе в промывоч-
ный режим открывается задвижка 7
на байпасе фильтра. Затем закры-
ваются задвижки 2 и 5 и открыва-
ются задвижки 4 и 6 для прохода
воды в фильтр с последующим сбро-
сом ее в дренажный бак. Промывка
занимает около 2 мин. Введение
фильтра в работу предусматривает
закрытие задвижек 4 и 6, открытие
задвижек 2 и 5 и закрытие задвиж-
ки 7.
Разработка и оптимизация прин-
ципиальных тепловых схем и АЭС
к настоящему времени все еще не
закопчены. Рассматриваются такие
вопросы, как повышение давления
в деаэраторе, оптимизация обла-
стей введения сепарата и конденса-
та греющих паров промежуточных
пароперегревателей в регенерати'в-
иую систему и способ их ввода
(стр. 57—58); имеются опасения
заброса окислов железа в реактор
при внезапном прекращении элект-
роснабжения ЭМФ и др. Решается
вопрос о применении стали
08X14МФ для ПНД (стр 79) и
СПП (стр. 122), а также для всех
трубопроводов виереакторной час-
ти одноконтурной АЭС.
Глава 9. Трубопроводы и тепловые схемы АЭС 167
9.5. РАЗВЕРНУТЫЕ ТЕПЛОВЫЕ
СХЕМЫ АЭС
Развернутые (полные) тепловые
схемы АЭС составляют для блока в
целом. На них показывают все обо-
рудование, работающее совместно с
реактором, т. е. для АЭС с ВВЭР все
парогенераторы (шесть для ВВЭР-
440 и четыре для ВВЭР-1000); обе
турбины для АЭС с ВВЭР-440, АЭС
с РБМК-1000 и РБМК-1500, причем
изображают оба потока для обычно
применяемых двухпоточных цилин-
дров. Вспомогательное оборудова-
ние приводится и работающее, и ре-
зервное, например для насосов кон-
денсатных и питательных; система
трубопроводов включает парал-
лельные связи между отдельными
агрегатами и вспомогательные тру-
бопроводы, дренажные линии, а
также различные баки — питатель-
ные, дренажные и др. На трубопро-
водах и агрегатах указывают всю
арматуру. На развернутою тепло-
вую схему наносят также систем;'
технического водоснабжения и ее
промежуточный контур. Полную
тепловую схему станции составля-
ют на основе принципиальной
тепловой схемы после се уточнения,
окончательного расчета и выбора.
Так как развернутая тепловая схе-
ма очень подробна и загромождена,
то некоторые второстепенные эле-
менты схемы показывают пе на этой
схеме, а на детальных чертежах от-
дельных агрегатов. Это относится к
таким элементам схемы, как подача
воды на маслоохладитель и ее отвод;
теплообменники охлаждения статора
генератора; подача воды на уплот-
нения насосов и др. При выполнении
трубопроводов на развернутых схе-
мах приводят их диаметры.
Необходимо иметь в виду, что не
только основные агрегаты, но и
многие относящиеся к ним элементы
схемы устанавливаются параллель-
но ввиду ограниченности их произ-
водительности. Так, на конденсат-
ном тракте АЭС с ВВЭР-1000 при-
меняется по одному ПНД-3 и
ПНД-4, но по два ПН Д-2 и по три
ПНД-1. Недостаточна пропускная
способность и основных трубопро-
водов, например паропроводов, по-
дающих пар к турбинам большой
мощности. Так, па АЭС с ВВЭР-1000
к турбине мощностью 1000 МВт
идут четыре паропровода диаметром
600 мм; от каждого паропровода
имеется БРУ-К с двусторонним кла-
паном, т. с. в конденсатор для сбро-
са пара, минуя турбину, идет восемь
труб в четыре конденсатора с дву-
сторонним подводом пара соответ-
ственно установке четырех двухпо-
точпых ЦНД.
9.6. РАСХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ АЭС
В состав оборудования атомной
электростанции входит довольно
большое число потребителей элект-
роэнергии, расход которой называ-
ется расходом на собственные нуж-
ды. Для его обеспечения на станции
имеется соответствующая сеть
электроснабжения собственного
расхода. Расход па собственные
нужды зависит от типа станции.
Наибольшее его значение характер-
но для станций с газовым теплоно-
сителем в связи с работой газодув-
ки, что объясняется прокачкой боль-
ших объемов теплоносителя по раз-
витому контуру реактор — парогене-
ратор, причем для улучшения теп-
лоотдачи скорости газа приняты
значительными, а поверхности на-
грева оребрены, хотя это сущест-
168
Глава 10. Техническое водоснабжение
вснпо увеличивает сопротивления по
тракту. Для АЭС с водным теплоно-
сителем расход на собственные нуж-
ды меньше и составляет 4,5—6,5%
от всей вырабатываемой установкой
электроэнергии для АЭС с ВВЭР и
до 8% Для АЭС с РБМК.
Потребители собственных нужд
неравномерны по значению расхода
и неравноценны по допустимости
возможного перерыва в питании.
Потребителями собственного
расхода являются также вентиляци-
онные установки, насосы водопод-
готовки и др.
Для АЭС с водным теплоносите-
лем основные потребители по рас-
ходу могут быть охарактеризованы
примерно следующим образом:
Атомные электро-
станции ....
Питательные насо-
сы, % ....
Главные циркуля-
ционные насосы,
Циркуляционные
насосы конденса-
торов, % . . .
Конденсатные на-
сосы , % ...
с ВВЭР с РБМК
1,5—2,0 2,0—2,2
1,25 3,0
0,75 0,8
0,20 1,6
Для обеспечения расхода элект-
роэнергии на собственные нужды
АЭС на электростанциях имеется
соответствующая сеть электроснаб-
жения собственного расхода.
ГЛАВА 10
ТЕХНИЧЕСКОЕ ВОДОСНАБЖЕНИЕ
10.1. НАЗНАЧЕНИЕ СИСТЕМЫ
ТЕХНИЧЕСКОГО ВОДОСНАБЖЕНИЯ
От многих агрегатов АЭС, как
основных, так и вспомогательных, а
также из отдельных ее помещений
необходимо отводить в окружаю-
щий воздух большое количество
теплоты. Для того чтобы охлаж-
дающие поверхности и устройства
в пределах главного корпуса были
компактными, в качестве промежу-
точной охладительной среды для
оборудования и помещений главно-
го корпуса используют техническую
воду, которую затем охлаждают вне
главного корпуса. Отдельные систе-
мы охлаждения, объединенные в
единую, называют системой техниче-
ского водоснабжения. Для работы
АЭС техническое водоснабжение
имеет немаловажное значение, во
многом определяя надежность и эко-
номичность ее работы. Капиталовло-
жения в систему технического водо-
снабжения составляют 5—-10% (в
отдельных случаях и более) от об-
щей стоимости установленного ки-
ловатта. Поэтому необходимо уде-
лять большое внимание выбору про-
ектных решений для системы техни-
ческого водоснабжения и учитывать
их при выборе площадки для строи-
тельства (см. гл. 12).
Потребности отдельных агрега-
тов и помещений в расходах охлаж-
дающей воды и необходимых се
напорах различны. Каждая система
должна проектироваться отдельно,
с выбором трассировки и насосов
для нес и с последующим рассмотре-
нием всей системы в целом.
Глава 10. Техническое водоснабжение
169
Часовые расходы в системе тех-
нического водоснабжения в наи-
большей степени определяются по-
требностью в охлаждающей воде
конденсационной установки. Для
АЭС расходы циркуляционной во-
ды конденсаторов больше, чем на
обычных тепловых электростанциях,
в связи с применением на АЭС тур-
бин насыщенного пара невысоких
давлений, при которых в конденса-
торы поступают существенно боль-
шие (~в 1,6 раза) расходы пара по
сравнению, например, с турбинами
закрнтических параметров, уста-
навливаем ых на ТЭС.
Кроме конденсаторов турбин по-
требителями охлаждающей воды па
АЭС являются: маслоохладители и
газоохладитсли турбогенераторов;
подшипники насосов и других вспо-
могательных агрегатов; теплообмен-
ники вентиляционных систем, бас-
сейнов выдержки и перегрузки, рас-
холаживания реактора, автономных
контуров главных циркуляционных
насосов; спсцводоочистка. Кроме то-
го, техническая вода подается в си-
стему водоподготовки и для сани-
тарно-бытовых нужд. Если в каче-
стве охлаждающей воды используют
морскую воду, то прямое ее исполь-
зование возможно только для кон-
денсаторов, масло- п газоохладитс-
лей, а систему водоподготовки, сан-
пропускники и прачечные переводят
на другой источник водоснабжения.
Для потребителей, непосред-
ственно связанных с реакторной си-
стемой, применяют, как обязатель-
ный при любом качестве воды тех-
нического водоснабжения, промежу-
точный контур.
На рис. 10.1 показано необходи-
мое соотношение давлений в проме-
жуточном контуре и сопряженных с
ним системах, исключающих рас-
пространение радиоактивности па
станции: давление рх в первом кон-
туре всегда значительно выше дав-
ления /?2 в промежуточном контуре,
речная вода (прямоточной д3>д2
или оборотной системы Pi>P2
водоснабжения)
Рис. 10.1. Схема обеспечения технической
водой отдельных потребителей при речной
исходной воде (как при прямоточной, так
и при оборотных системах):
1 — циркуляцнопнын насос конденсационной ус-
тановки;
2—конденсаторы, маслоохладители и газоохла-
д ител н турбогенераторов:
3 — подшипники насосов к других испомогатель-
ных агрегатов, теплообменников вентиляци-
онных систем и бассейнов выдержки и пере-
грузки;
4 — в систему водоподготовки второго контура и
на восполнение убыли в оборотной системе
охла жденпя;
5 - промежуточный контур технической воды для
охлаждения потребителей реакторного зала;
6 — потребители реакторного зала — теплообмен-
ники расхолаживания реактора, охлаждения
автономных контуров главных циркуляцион-
ных насосов реактора, охладители проб реак-
торной воды и пара;
7 — насос промежуточного контура технической
воды:
8 — насос, подачи технической воды к системам
отдельных потребителей, кроме конденсаторов
поэтому переточка радиоактивной
воды возможна. Если принять дав-
ление в промежуточном контуре р?
меньшим, чем давление /?з, то перс-
ток воды из промежуточного конту-
ра в основную охлаждающую воду
будет невозможен.
Как видно из рисунка, конден-
саторы охлаждают изолированно от
других систем, так как существуют
режимы, при которых турбина вы-
ключена, а охлаждение, отдельных
систем необходимо.
170
Глава 10. Техническое водоснабжение
Подача технической воды к осо-
бо ответственным потребителям, не
допускающим перерыва в охлажде-
нии, например к теплообменникам
автономных контуров ГЦН и к теп-
лообменникам САОЗ, рассмотрена
в § 6.4. Техническая вода подается
также в баки технической воды,
снабженные аварийными насосами,
автоматически включающимися при
обесточивании.
10.2. ОХЛАЖДЕНИЕ КОНДЕНСАТОРОВ
ТУРБИН
Основные потребители охлаж-
дающей воды (до 90% всего расхо-
да)— конденсаторы турбин. Кро-
ме того, как показано в гл. 8, имен-
но конденсаторы требуют наиболее
глубокого охлаждения, т. е. наимень-
шей температуры воды на входе. По-
этому выбор системы охлаждения
технической воды нужно рассматри-
вать прежде всего применительно к
циркуляционной воде конденсато-
ров.
Удобнее всего располагать АЭС
вблизи крупного естественного ис-
точника с забором из него холодной
воды и сбросом в него же нагретой.
При этом охлаждающая вода про-
ходит теплообменные устройства
станции однократно (без циркуля-
ции). Такую систему называют про-
точной или прямоточной. Она при-
меняется в случаях, когда источни-
ком водоснабжения являются озеро,
морс или река (при минимальном
дебите, в 2—3 раза превышающем
потребности станции в охлаждаю-
щей воде). Если это условие нс
удовлетворяется, то необходимо
циркуляционное (оборотное) водо-
снабжение, при котором охлаждаю-
щая вода проходит через теплооб-
менные устройства станции много-
кратно. Возможна также смешанная
система технического водоснабже-
ния, представляющая собой комби-
нацию прямоточного и оборотного.
В оборотных системах водоснабже-
ния для охлаждения циркуляцион-
ной воды используют естественные
или искусственные пруды, брыз-
гальные бассейны и градирни. Для
прямоточного и особенно для пру-
дового водоснабжения сбрысывае-
мую теплую воду надо подавать с
некоторым заглублением во избе-
жание образования туманов над
водоемом в близлежащей местно-
сти, а также возможного «цветения»
воды.
От выбранной схемы водоснаб-
жения зависят начальная температу-
ра охлаждающей воды, поступаю-
щей на станцию, а следовательно, и
возможная глубина вакуума в кон-
денсаторе и значения потребных
теплообменных поверхностей. В
табл. 10.1 приведены среднегодовые
температуры охлаждающей воды
при входе ее на станцию.
Расход воды на охлаждение
конденсаторов зависит от выбран-
ного значения кратности охлажде-
ния m [см. (8.2)]. Его значение за-
висит от конструкции конденсатора
и организации движения воды в
нем. Вода может пройти конденсатор
одним потоком (одноходовой кон-
денсатор), но может образовать и
несколько ходов. Так, на рис. 8.11
представлен двухходовой конденса-
тор, в котором вода проходит снача-
ла по трубкам нижней половины
конденсатора, затем через поворот-
ную камеру поступает в трубки
верхней половины.
От скорости охлаждающей воды
в трубках конденсатора зависят ко-
эффициенты теплопередачи и по-
требная поверхность теплообмена в
Глава 10. Техническое водоснабжение
171
Таблица 10.1. Среднегодовые температуры охлаждающей воды в зависимости от системы технического водоснабжения для основных географических районов СССР, С
Географический район Прямоточная систе- ма водоснабжения Оборотная система водоснабжения
с прудами охлади- телями с брызгальными бас- сейнами и градирнями
Упал и Сибирь 6—10 12—15 18—22
Соедпяя полоса европейской части 10—12 15—20 18—22
Юг европейской части 10—12 15—20 20—24
нем. С увеличением скоростей по-
вышается сопротивление конденса-
тора по стороне воды, а потому и
расход электроэнергии на перекач-
ку. Эго существенно ограничивает
применяемые скорости. Кроме того,
ограничение скоростей воды связа-
но и с опасениями так называемой
ударной (или струйной) коррозии
трубок под воздействиехМ струй ох-
лаждающей воды. Обычно скорости
воды принимаются для речных вод
в пределах до 2 м/с, а для морских
в связи с их агрессивностью — не
более 1,5 м/с.
Поддержание одних и тех же
скоростей воды заставляет при од-
ноходовых конденсаторах пропус-
кать через них большие расходы во-
ды, чем при двухходовых, так как
общее число трубок в трубной доске
остается тем же. Кратности охлаж-
дения для одноходовых конденсато-
ров получаются наибольшими и
обычно выше оптимальных по тех-
нико-экономическим соображениям.
Одноходовые конденсаторы исполь-
зуют только при прямоточных си-
стемах охлаждения или при после-
довательном включении двух кон-
денсаторов. Расчеты показывают,
что наилучшие показатели имеют
двухходовые конденсаторы. Более
сложные трехходовые конструкции
для мощных турбин вообще не ха-
рактерны, так как их сопротивление
велико, а вход и выход водоводов
не односторонни, что неудобно в
компоновке.
Глубокая очистка охлаждающей
воды экономически нецелесообразна
ввиду се очень больших расходов.
Поэтому в трубках конденсаторов
возможны наносные отложения и
карбонатное накипеобразование.
Для борьбы с наносными отложе-
ниями применяют механическую
очистку перед циркуляционными на-
сосами, дополняемую очисткой кон-
денсаторных труб резиновыми ша-
риками, которые потоком воды про-
Рис. 10.2. Схема использования резиновых
шариков для очистки конденсаторных тру-
бок:
1 — насосы очистки;
2 — водо-водяные эжекторы;
3 — 1нарикоулавливаютая сетка
172
Глава 10. Техническое водоснабжение
гоняют внутри трус сосами 1
(рис. 10.2). В отво й юдоводе
около конденсатора _ зливлют
шарикоулавливающую Ссгку < . Из
нее шарики вместе с небольшим : о-
личсством воды отсасываются во-
доводяным ••"‘ктором 2 и сбрасыва-
ются в ю? гий водовод. Эжек-
тирующую водх подают от насосов.
При работающей турбине шарики
циркулируют непрерывно. Такую
очистку конденсаторных трубок
обычно дополняют систематической,
а иногда и непрерывной химической
обработкой для борьбы с биологи-
ческим зарастанием и цветением в
трубках конденсаторов и с кальцие-
вым накипеобразованием. Для борь-
бы с биологическим зарастанием ох-
лаждающую воду хлорируют. При
прямоточном водоснабжении хло-
рируется вся вода, при оборотном —
только подпиточная. Хлорирование
производится систематически в тече-
ние 10 мин с перерывом в течение
часа во избежание приспосаблива-
ния бактерий к хлорной среде.
Для борьбы с образованием
низкотемпературной карбонатной
накипи, ухудшающей теплопереда-
чу и вакуум, учитывая сложность хи-
мических очисток от накипи много-
численных конденсаторных трубок,
для оборотных систем охлаждения
применяют упрощенную химическую
обработку подпиточной воды.
Расход охлаждающей воды для
конденсаторов определяют в соот-
ветствии с выбранной кратностью
охлаждения по уравнению (8.1) с
увеличением на значение расхода
на масло- и газоохладитсли турбоге-
нератора, питающихся от той же
системы, так как работа охладите-
лей связана с работой турбины не
в мепыпей степени, чем конденсато-
ра. На рис. 10.3 приведена схема
Рис. 10.3. Блочная схема включения цирку-
ляционных насосов:
1 - маслоохладители;
2 — конденсатор;
3— водо-водяной эжектор;
4 — газоохладитель генератора;
5 — подъемные насосы газоохладптелей;
6 — линия рециркуляции;
7 — задвижка на сливных водоотводах;
8—задвижка па перемычке;
9 — механические фильтры;
10 — перемычка напорных водоводов;
11— сброс промывочной воды механических
фильтров;
12— циркуляционные насосы
блочного включения циркуляцион-
ных насосов на каждую половину
конденсатора. Каждый из насосов
подает воду только в одну половину
кондснсагора. Водоснабжение мас-
ло- и газоохладптелей генераторов-
производят из перемычки от любого*
из насосов. Охлаждающая вода
масло- и газоохладптелей прохо-
дит сетчатые механические фильтры..
В зимнее время применяют рецирку-
ляцию воды по линии 6, чтобы ис-
ключить выпадение влаги в газоох-
ладитслс генератора. Чтобы влага
нс попадала в маслоснстсму, давле-
ние воды в маслоохладителях долж-
но быть ниже давления масла, поэ-
тому гидравлическое сопротивле-
ние маслоохладителей невелико и
Глава 10. Техническое водоснабжение
173
установка дополнительных насосов
не требуется. В процессе пуска цир-
куляционной системы из всех ее
верхних точек с помощью пусково-
го водо-водяного эжектора 3 дол-
жен быть удален воздух, для чего
предусматривают соответствующие
отводы
Расход охлаждающей воды на
конденсаторы турбин при прямоточ-
ной системе технического водоснаб-
жения
1|;'ох.КоНД = '1ИО« + ’,!'ох.г, (Ю-1)
где п — число конденсаторов; т —
кратность охлаждения (см. гл. 8);
At — расход пара в конденсаторы
турбин, который определяют для
максимальной мощности турбины и
наименьшего вакуума (летний пери-
од); ^ох.г — расход воды на охлаж-
дение масло- и газоохладитслей
всех турбогенераторов.
Оборотные системы работают по
принципу испарительного охлажде-
ния, т. е. отвод теплоты в воздух
происходит за счет парообразова-
ния части охлаждающей воды, с
выбросом в атмосферу образовав-
шегося пара. Кроме того, оборот-
ные системы имеют потери воды,
уносимой с паром, и постоянную
продувку. С учетом этих обстоя-
тельств при оборотной системе тех-
нического водоснабжения на ее под-
питку необходим расход воды
^ОХ-ПОДП /г^ОХ-ЛСП 1 ох-прод I ОХ-УН»
(10.2)
где IFox.jtcn — количество испаренной
влаги в охладителе оборотной сис-
темы в расчете па один конденса-
тор; №ох.прод — расход воды на про-
дувку оборотной системы; 1^Ох.ун—
унос влаги.
Определим VVox.w.n- При конден-
сации пара в конденсаторах необ-
ходимо о* и теплоту, определяе-
мую каш Это количество теп-
лоты педань.-л/ся технической воде,
т. с. Тепловой баланс для п конден-
саторов составляет
/г£>кхкгк = nmDK (hox 2 — /?.Ох i). (Ю-З)
не ।
где Рк — расход в иго пара в
каждый конденсатор, т—кратность
охлаждения; хк — степень -сухости
пара, поступающего на конденса-
цию; гк— теплота конденсации для
условий конденсатора; /гох1 и Л0Х2—
энтальпии охлаждающей воды до и
после конденсатора.
Так как охлаждение циркуляци-
онной воды оборотной системы про-
исходит за счет испарения части во-
ды, то тепловой баланс охладитель-
ной установки составляет
nmD1{ (hox 2 — ox i) = исп хохгох,
(Ю.4)
где х,.)Х — степень сухости пара, об-
разуемого в охладителе; гОх — теп-
лота парообразования для условий
охладителя.
В интервале давлений 0,003—
0,1 МПа теплота парообразования
практически постоянна. Степень су-
хости пара, поступающего в конден-
сатор, составляет 0,93—0,83, а для
пара, выделяющегося из циркуляци-
онной воды, близка к единице. По-
этому можно считать, что
хохгох. (10.5)
Тогда совместное рассмотрение
уравнений (10.3) и (10.4) даст
IV’ , ^D1{. (Ю.6)
Из (10.6) видно, что количество
воды, теряемое оборотной системой
на испарение, примерно равно рас-
ходу пара в конденсаторы турбин,
т. е. оно довольно значительно, хо-
тя существенно (в т раз) меньше.
174
Глава 10. Техническое водоснабжение
чем расход циркулирующей воды.
Так, для АЭС мощностью 1000 МВт
расход воды на испарение в охлади-
теле оборотной системы, т. е. поте-
ря воды в циркуляционной системе,
составляет около 3000 т/ч при об-
щем расходе воды, циркулирующей
в оборотной системе технического
водоснабжения, до 200 000 т/ч. Зна-
чение ГГох.црод+ №ох.ун, входящее в
(10.2), принимают до 5% от
fllFox.JJCJI.
Суммарный расход технической
воды па АЭС определяют увеличи-
вая примерно па 10%. расход воды
на конденсаторы турбин.
10.3. ПРЯМОТОЧНАЯ СИСТЕМА
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Прямоточная система водоснаб-
жения наиболее проста и в 2—4 ра-
за дешевле оборотной. Ее преиму-
щество в более низкой температуре
охлаждающей воды, а следователь-
но, и в более глубоком вакууме по
сравнению с оборотными система-
ми. Применимость прямоточного во-
доснабжения определяется не толь-
ко дебитом источника (см. § 10.1),
но и требованиями Госрыбнадзо-
ра — в результате сброса нагретой
воды температура в естественном
водоеме не должна повышаться бо-
лее чем на 5°С летом, и на 3°С зи-
мой.
При прямоточном водоснабже-
нии применяют как двухходовые,
так и одноходовые конденсаторы.
Кратность охлаждения может быть
выбрана большой, если по услови-
ям рельефа высота подъема мала,
г. о. в таких случаях можно при-
нять одноходовой конденсатор, на-
пример с //z = 100 (при высоте иодъ-.
ема не более 10 м). При высоте
подъема 20—25 м по технико-эко-
номическим соображениям целесо-
образна кратность охлаждения
ш = 50; это означает, что конденса-
тор тол жен быть двухходовым.
Обычно при прямоточном водо-
снабжении создастся береговая на-
сосная станция. Нагретую воду
сбрасывают в тог же естественный
водоем. Однако для предотвраще-
ния возможности подмешивания
теплой воды к холодной сброс осу-
ществляют на расстоянии не менее
40 м от водозаборного устройства,
причем если источником водоснаб-
жения выбрана река, то сброс де-
лают ниже по течению.
Для уменьшения напора цирку-
ляционных насосов в прямоточных
системах водоснабжения слив про-
изводят с использованием сифона
(рис. 10.4). Циркуляционный насос
всасывает воду из приемного колод-
ца, преодолевая вакуумметрическую
высоту всасывания. Конец сливного
трубопровода опускают под уро-
вень воды в сливном колодце, что
позволяет использовать сифонное
действие сливного трубопровода.
При этом насос должен преодоле-
вать нс полную геометрическую вы-
соту подъема воды Нпол, а лишь
р аЗНОСТЬ Дпол Д сиф ~ Нг.
Теоретически высотг! сифона мо-
жет быть равна 10 м, т. с. соответ-
ствовать атмосферному давлению.
Практически она составляет при-
мерно 7,5—8 м. так как при боль-
ших высотах сифона верхняя часть
сливной трубы оказывается под
значительным разрежением, что сни-
жает надежность работы циркуля-
ционной системы.
Пример принципиальной схемы
прямоточного водоснабжения пред-
ставлен на рис. 10.5. Циркуляци-
онные насосы 3, установленные в
береговой насосной /, подают воду
Глава 10. Техническое водоснабжение
175
Рис. 10.4. Использование сифонного устрой-
ства в схеме прямоточного водоснабжения:
1 — приемный колодец;
2— всасывающая труба:
3 — циркуляционный насос;
4 — напорный трубопровод;
5 — конденсатор;
6 — сифонная труба;
7 — сливной колодец
Рис. 10.5. Принципиальная схема прямо-
точного водоснабжения
на общий коллектор, откуда по
стальным напорным водоводам она
поступает в машинный зал к кон-
денсаторам 8. После конденсаторов
нагретая вода через сифонные ко-
лодцы 7 по железобетонному слив-
ному каналу 9 возвращается в ре-
ку. В зимнее время часть нагретой
воды через переключательный ко-
лодец 6 и перепускной капал 4 мо-
жет быть направлена к водоприем-
ному устройству для борьбы с шу-
гой. Водоприемные устройства снаб-
жают грубыми очистительными ус-
тановками, сетками 2. Водоприем-
ные устройства деляг на секции с
возможностью отключения любой из
них для ремонта или гидравличес-
кой очистки. Большое значение име-
ет глубина водозабора. Чем она
больше, тем ниже температура ох-
лаждающей воды. Желательна глу-
бина водозабора до 4 м.
Для схемы, показанной на
рис. 10.5, напорные водоводы 5
ог всех береговых насосных объеди-
нены в пределах машинного зала.
Для мощных турбин большее рас-
пространение имеет блочная схема
охлаждения (см. рис. 10.3), когда
не только каждый конденсатор, но
и каждая его половина имеют са-
мостоятельную систему с отдельным
циркуляционным насосом в берего-
вой насосной. В этом случае резерв-
ные насосы в береговой насосной не
устанавливают.
При прямоточном водоснабже-
нии общая высота подъема воды
(давление в напорном патрубке на-
соса) колеблется обычно в пределах
8—12 м.
10.4. ОСНОВЫ РАБОТЫ ОХЛАДИТЕЛЕЙ
ОБОРОТНЫХ СИСТЕМ
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
В оборотных системах вода цир-
кулирует по замкнутому контуру.
Проходя через конденсатор и дру-
гие теплообменники, опа нагревает-
ся до температуры t\ па входе в ох-
ладитель, а проходя через него, ох-
лаждается до температуры t2. Для
конденсатор*а температура воды на
выходе Дх2, на входе (см. гл 8).
Поэтому ^—4 = ^x2—^ох.1.- причем
Б=Чох2 и t2 = Дхь т. е. если пренеб-
речь потерей воды в системе, то
равными будут не только количест-
176
Глава 10. Техническое водоснабжение
ва теплоты, но и разности темпера-
тур воды.
Анализ тепловой работы охлади-
телей оборотных систем удобно вы-
полнять применительно к потоку
охлаждающей воды, проходящей че-
рез конденсаторы. Разность темпе-
ратур до и после охладителя Д/ =
= 6-—t2 называют зоной охлажде-
ния, которая, как было показано
выше, равна повышению температу-
ры воды при проходе через конден-
сатор и зависит только от режима
его работы.
Влажность воздуха определяют,
сопоставляя его температуры по по-
казаниям сухого 0 и смоченного т
термометров. Относительная влаж-
ность воздуха (р представляет собой
отношение парциальных давлений
водяных паров при температурах
т и 0. Если т~ 0*, то относитель-
ная влажность воздуха q = 100% и
испарительное охлаждение стано-
вится невозможным. Однако обычно
т < 0 и соответственно ср < 100 %,
причем часто значительно, т. е. в
охладительных устройствах отво-
дится количество теплоты, расходу-
емой на испарение части влаги в
воздух, относительная влажность
которого менее 100%.
Температуру смоченного термо-
метра т, зависящую от влажности
воздуха и его температуры, называ-
ют также теоретическим пределом
охлаждения воды. Из рис. 10.6 вид-
но, что при ср = 100% температура
воды нс может быть ниже темпера-
туры воздуха, но чем меньше влаж-
ность воздуха, тем больше может
быть охлаждена вода по сравнению
* Если в приземной зоне т = 0, то чем
выше слои воздуха от поверхпост земли,
тем меньше т.
Рис. 10.6. Теоретический предел охлажде-
ния воды за счет испарительного охлажде-
ния т (равный температуре мокрого тер-
мометра) в зависимости от температуры
воздуха но сухому термометру 6 и влаж-
ности воздуха q
Рис. 10.7. Температура воды после, охла-
дителя /2 в сравнении с температурой воды
после конденсатора р,Х2. температурой воз-
духа 0 (°C) и теоретическим пределом ох-
лаждения т (°C)
с температурой воздуха. Однако
действительная температура 12 (°C)
воды после охладителя всегда выше
теоретического предела охлаждения
па значение б (рис. 10.7), называв-
Глава 10. Техническое водоснабжение
177
мое относительным пределом ох-
лаждения, т. с.
+ (10.7)
причем степень совершенства охла-
дительного устройства характеризу-
ется отношениями
(Ч —^)/(Ч~^) = Д//(Д/ + &) (10.8)
или
Gi —/2)/(^2-т) = Д//Ь, (10.8а)
т. е. определяется практически ве-
личиной б.
Чем больше поверхность кон-
такта воды и воздуха, т. е. поверх-
ность, с которой происходит испа-
рение, тем интенсивнее охлажде-
ние. Чем интенсивнее отвод образо-
вавшихся водяных паров от поверх-
ности испарения, тем меньше отно-
сительная влажность воздуха вбли-
зи нее и глубже охлаждение. Раз-
личные охладительные устройства
отличаются между собой по этим
показателям.
При выборе и оценке совершен-
ства различных охладительных уст-
ройств необходимо иметь в виду
общие габариты и стоимость соору-
жения охладительного устройства.
Для характеристики габаритов ус-
тановки пользуются понятием пло-
щадь орошения Sop (м2), понимая
под ней поперечное сечение места
встречи охлаждаемой воды с возду-
хом. Чем совершеннее охладитель-
ное устройство, тем больше поверх-
ность контакта воды и воздуха при
той же площади орошения и тем
больше основная его характеристи-
ка, под которой понимают удель-
ную гидравлическую нагрузку
Wop, м3/(м2-ч).
7—500
10.5. ОСНОВНЫЕ ТИПЫ
ОХЛАДИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
ОБОРОТНЫХ СИСТЕМ
ВОДОСНАБЖЕНИЯ
Оборотные системы сооружают-
ся с прудами-охладителями, брыз-
гальными бассейнами, градирнями.
Тип охлаждающих устройств выби-
рают на основе технико-экономичес-
ких расчетов с учетом местных ус-
ловий. Если площадка строительст-
ва имеет ограниченные размеры,
исключающие возможность созда-
ния прудов-охладителей, прибегают
к строительству градирен.
При оборотном водоснабжении
применяют только двухходовые
конденсаторы. Циркуляционные на-
сосы, как правило, устанавливают
в отдельной насосной, но можно и в
машинном зале у конденсаторов
турбин.
Наиболее простое и дешевое уст-
ройство — естественные или (чаще)
искусственные пруды-охладители,
для образования которых может
быть сооружена плотина па реке,
имеющей нёбольшой дебит, недос-
таточный для прямоточного водо-
снабжения.
Схема прудового водоснабжения
приведена на рис. 10.8. Схема водо-
снабжения с прудами-охладителями
наиболее близка к схеме прямоточ-
ного водоснабжения. Вода охлаж-
дается главным образом за счет ис-
парения, однако для прудов-охла-
дителей характерно наибольшее по
сравнению с другими охладителями
участие конвективного теплообмена
в общем теплоотводе. Для того что-
бы вода при движении от места
сброса до места забора могла дос-
таточно охладиться, необходима оп-
ределенная активная площадь пру-
да. Она меньше полной поверхности
178
Глава 10. Техническое водоснабжение
Рис. 10.8. Схема прудового водоснабжения
с сифонным устройством:
1 — направляющая дамба;
2 — водоприемники;
3 — перепускной канал;
4 — приемные самотечные каналы;
5 — переключательный колодец;
6 — сливные (сифонные) колодцы;
7 — циркуляционные насосы;
8 — приемные колодцы;
9 — конденсаторы;
10 — сливной канал
пруда, так как часть воды, напри-
мер в наименее глубоких областях,
вообще не принимает участия в
циркуляции. Для увеличения отно-
сительной площади основного
(транзитного) потока и улучшения
его формы устраивают специальные
струенапраеляющие дамбы, откло-
няющие транзитный поток в сторо-
ну от водоприемного устройства.
Чем больше глубина водозабора,
тем большая площадь пруда может
быть использована для охлаждения.
Под активной поверхностью пруда
понимают условную поверхность
фиктивного пруда, в котором име-
ются только транзитные потоки при
тех же начальных и конечных тем-
пературах воды, что и для реаль-
ного пруда-охладителя.
Активная поверхность
Sa = kS, (10.9)
где k — коэффициент использования
пруда, равный 0,8—0,9 при вытяну-
той форме; 0,6—0,75 при неправиль-
ной форме; 0,4—0,5 при округлен-
ных очертаниях; S —полная по-
верхность пруда без застойных
зон, м2.
Н ед о ст а то к пр уд о в - о х л ад и те -
лей — необходимость производства
довольно больших гидротехнических
работ и большая площадь, требую-
щаяся для размещения прудов.
Большую экономию капиталовложе-
ний можно получить при использо-
вании для целей технического водо-
снабжения расположенных вблизи
АЭС водохранилищ гидравличес-
ких электростанций.
При прудовом водоснабжении
необходимо учитывать наличие по-
терь воды и предусматривать спо-
собы ее восполнения. Потеря воды
из прудов вызывается не только ис-
парением части циркуляционной во-
ды (см. § 10.2), но и естественным
испарением с поверхности пруда и
фильтрацией через грунт. Значение
естественного испарения принимает-
ся на основе гидрологических и ме-
теорологических изысканий с уче-
том выпадающих осадков, умень-
шающих убыль воды из пруда.
Фильтрация через грунт зависит от
местных геологических условий и в
первые годы работы искусственных
водохранилищ может достигать зна-
чительных размеров. После заиле-
ния дна понижение уровня воды
вследствие фильтраций можно при-
нимать равным 1 мм/сутки.
Глубина пруда должна быть не
менее 4 м. Во избежание недопус-
тимого понижения уровня в пруде-
охладителе и уменьшения его ак-
тивной площади убыль воды долж-
Гласа 10. Техническое водоснабжение
179
па восполняться. Прудовое водо-
снабжение требует небольших рас-
ходов свежей воды, восполняющих
потери (2—3%. обшего расхода).
Поэтому возможно сооружение
мощных АЭС в большом удалении
от источников водоснабжения.
Основные преимущества прудов-
охладителей по сравнению с други-
ми оборотными системами заклю-
чается, как правило, в более низких
и устойчивых температурах охлаж-
дающей воды, в связи с чем глубина
вакуума при прудовом водоснабже-
нии больше. Кроме того, для прудо-
вого водоснабжения высота подъе-
ма относительно невелика — 2—8 м,
поэтому расход электроэнергии на
перекачку воды примерно в 2—2,5
раза меньше, чем при оборотном во-
доснабжении с градирнями и брыз-
гальными бассейнами, потери воды
меньше, а обмерзание отсутствует.
При большом колебании уровня во-
ды в пруду, обусловленном резко-
переменным притоком воды в те-
чение года или сменой многоводных
и маловодных лет, целесообразно,
как и при прямоточной системе во-
доснабжения, использовать допол-
нительную береговую насосную с
примыкающим к ней водоприемным
устройством. Такую смешанную сис-
тему прямоточно-оборотного водо-
снабжения создают также, когда
расход воды в реке недостаточен
для прямоточной системы водо-
снабжения, но превышает наимень-
ший приток, который необходим
при оборотном циркуляционном во-
доснабжении с прудами-охладите-
лями В этом случае часть теплой
воды возвращают в пруд, а часть
поступает в реку ниже плотины по
схеме прямотока
Большая площадь земли, необ-
ходимая для образования пруда-ох-
7*
ладитсля, делает неизбежным рас-
положение электростанций вдали
от городов. Поэтому пруды-охлади-
тели характерны для АЭС, по не
для АТЭЦ, когда необходимо мак-
симально возможное приближение
станции к городу, для сокращения
длины тепловых сетей и потерь
в них, тепловых и гидравличес-
ких.
Для уменьшения необходимой
площади, занимаемой охлаждаю-
щим устройством, может быть при-
менено охлаждение воды в брыз-
гал ьных бассейнах. Это искусствен-
ные бассейны или (реже) естест-
венное водоемы, над которыми че-
рез распиливающие сопла подастся
вода, подлежащая охлаждению.
При той же поверхности водоема,
что и пруда-охладителя, поверхность
контакта с воздухом существенно
возрастает, так как она равна сум-
марной поверхности мелких капель.
В результате увеличивается интен-
сивность испарительного охлажде-
ния.
Конструкции сопл, применяемых
для распиливания воды, многооб-
разны. Основные требования,
предъявляемые к ним, — возможно
более тонкое распыление при мень-
ших напорах, а также большая про-
изводительность, простота и пеза-
сорясмость.
Разрез по брызгалыюму бассей-
ну представлен на рис. 10.9. Глуби-
на бассейна должна быть не менее
1,5 м, чтобы вода не прогревалась
солнцем. Для уменьшения уноса
капель ветром расстояние от край-
них сопл до борта бассейна прини-
мают не менее 7 м. .Бассейны сек-
ционируют для удобства чистки и
ремонта. Над ними прокладывает-
ся сеть разводящих труб, на кото-
рых равномерно распределены
180
Глава 10. Техническое водоснабжение
I секция II секция
Рис. 10.9. Разрез брызгального
(размеры в метрах):
1 — стальные опорные конструкции;
2 — распределительная труба;
3 — сопла;
4 — роликовые опоры;
5 — нормальный уровень воды
бассейна
Рис. 10.10. Схема циркуляции воды пр»
охлаждении ее в градирне:
I — градирня;
2 — выход нагретого влажного воздуха;
3 — вход холодного воздуха;
4 — циркуляционный насос;
5 — конденсатор
группы вертикальных сопл, распы-
ляющих воду, подаваемую к ним
циркуляционными насосами. Высо-
та расположения сопл над уровнем
воды в бассейне должна быть пе
менее 1,5 м. Для хорошего доступа
воздуха ко всем соплам ширину
бассейна принимают равной 50—
55 м.
Эффект охлаждения в брызгаль-
ных бассейнах увеличивается при
более топком распылении. Однако
при этом повышается расход элект-
роэнергии для создания большего
напора перед соплами. Интенсив-
ность охлаждения возрастает с уве-
личением скорости ветра, но одно-
временно растет потеря воды с уно-
сом капель. При работе брызгаль-
ных бассейнов возможно образова-
ние тумана, которое может привес-
ти в зимнее время к обледенению
близлежащих сооружений, что необ-
ходимо учитывать при разработке
генерального плана станции (см.
гл. 12). Сопла устанавливают или
по одному, или группами до пяти
штук каждая с расстоянием между
ними в пределах 3—7 м.
Брызгальпые бассейны по срав-
нению с прудами-охладителями за-
нимают небольшие территории (в
30—40 раз меньше). На АЭС их
Рис. 10.11. Развитие
только к АЭС СССР
градирен примени-
Глава 10. Технические водоснабжение
181
используют обычно для охлаждения
воды промежуточных контуров ре-
акторного зала и воды систем обес-
печения аварийного охлаждения ак-
тивной зоны.
Охлаждающая вода забирается
из бассейна. Для поддержания ка-
чества воды па допустимом уровне
часть воды продувается, а ее убыль
в результате испарения восполня-
ется. По самотечным каналам вода
поступает к насосам, установлен-
ным в обстройке герметичной обо-
лочки реактора (для АЭС с
ВВЭР-1000). Отводящие трубопро-
воды от конденсаторов напорные:
их прочность должна быть рассчи-
тана на давление, необходимое для
создания напора перед соплами и
преодоления сопротивлений на
тракте от конденсатора до сопл.
Наименьшие площади требуются
для размещения градирен. Их по-
стройка — обычно наиболее дорогое
решение, но потери воды в них су-
щественно меньше, чем в брызгаль-
иых бассейнах. Различают следую-
щие типы градирен: открытые, в ко-
торых распределительная система
расположена на открытом воздухе,
и закрытые, где распределительное
устройство ограждено башней (ба-
шенные градирни). Для АЭС при-
меняют только башенные градирни
обычно противоточного типа—дви-
жение воздуха вверх за счет разно-
сти плотностей нагретого воздуха
внутри башни и холодного — вне се,
а движение охлаждаемой воды —
вниз.
Система оборотного водоснабже-
ния с использованием градирен по-
казана на рис. 10.10. Основное на-
правление развития градирен —
Т а б лица 10.2. Развитие градирен прикегителько к АЭС СССР
АЭС Высота баш- ни, м Площадь орошения sop-10-\ М2 Расход охлаждаемой воды UZ-10-з, м3 Удельная гидравли- ческая нагрузка, м3/(м2-ч)
Нововоронежская 90 4 30 7,5
Армянская НО 6,4 52 8,15
Ровенская 150 9,4 100 10,6
увеличение их единичной мощности.
Для АЭС это можно проследить по
данным табл. 10.2 и рис. 10.11, из
которых видно, что достигается это
не только за счет увеличения высо-
ты башни и площади орошения, но
и за счет совершенствования орга-
низации процессов тепло- и массо-
обмена в градирне. В связи с этим
возрастает удельная гидравличес-
кая нагрузка.
Вытяжная башня может выпол-
няться или металлической с алюми-
ниевой обшивкой (например, гра-
дирня Нововоронежской АЭС,
табл. 10.2), или железобетонной.
Наибольшая мощность отечествен-
ных градирен 100-103 м3/ч
(табл. 10.2) достигнута именно для
железобетонных градирен. На
рис. 10.12 представлена такая желе-
зобетонная градирня гиперболичес-
кой формы. Для максимальной ее
высоты 150 м диаметры ее состав-
ляют у основания 126 м, в верхнем
сечении — 66 м и в наиболее узком
сечении (на отметке 128 м) —63 м.
Градирня состоит из следующих
182
Глава 10. Техническое водоснабжение
5 6
10
трубопро-
щиты;
устройства
7 — вытяжная железобетонная башня;
8 — светоогражденне;
9 — каркас оросителя;
10 — отводящие трубы
Рис. 10.12.
кого типа
а — разрез,
б — деталь;
1 — подводящие трубопроводы;
2_ водосборный бассейн;
3 _ воздухонаправляющие :
4 _ щиты оросительного
пленочного типа;
5 — водоуловитель;
6 — водораспределительные
воды с разбрызгивающими соп-
Градирня противоточ-
с естественной тягой;
фасад и план;
Глава 10. Техническое водоснабжение
183
элементов: вытяжной башни, водо-
распределительной системы, оро-
сителя, водосборного бассейна и
влагоулавливающего устройства.
Воздух поступает в нижнюю
часть градирни через «окна» высо-
той 12 м, расположенные по всей
окружности башни. Скорости возду-
ха в башне: на выходе из нее —
1,0—1,3 м/с, а па уровне ороситель-
ного устройства — 0,8—1,0 м/с.
Оросительное устройство высо-
той 2,5 м представляет собой паке-
ты асбоцементных листов размером
2,5X1,5 м толщиной 6 мм, располо-
женных с расстояниями между лис-
тами 25 мм. ;При высоте листов
1,25 м их устанавливают в два яру-
са.
Водораспределительная система
состоит из асбоцементных труб диа-
метром 400 мм с расположенными на
них полиэтиленовыми соплами, на-
правленными вверх, с расстоянием
между соплами 0,8—1,0 м. Рассто-
яние между распределительными
трубами 1,2—1,5 м. Охлаждаемая
вода в виде тонких пленок стекает
вниз вдоль щитов. Поэтому такого
типа оросительное устройство, со-
ответственно вся градирня, называ-
ется пленочной. Такие градирни эф-
фективнее, чем применявшиеся ра-
нее капельные, где оросительное
устройство выполняли в виде эле-
ментов, обеспечивающих дробление
воды на капли.
Водосборный бассейн представ-
ляет собой открытый резервуар вы-
сотой 2,5 м с подземным заглубле-
нием и переходом в канал водовода
к циркуляционному насосу. Над во-
дораспределительной системой ус-
тановлено влагоулавливающее уст-
ройство жалюзийного типа.
Для поддержания качества во-
ды на требуемом уровне осуществ-
ляют продувку в размере 5—6%. от
объема всей системы, показанной на
рис. 10.10. Убыль воды в связи с ее
испарением и продувкой восполня-
ют подачей добавочной воды. С ма-
шинным залом градирня соединена
напорными линиями и водоподводя-
щими самотечными каналами. При
установке более одной градирни
предусматривают перемычки между
ними и переключательный колодец
для ремонта одной из градирен.
В каждой градирне имеется также
возможность отключения одной из
ее половин для ремонта.
По сравнению с брызгальными
бассейнами градирни обеспечивают
более высокие показатели работы
за счет большего развития поверх-
ности контакта воды с воздухом.
Если общее влияние ветра па
работу брызгальных бассейнов по-
ложительное (улучшение работы),
то для градирен, наоборот, чем
больше скорость ветра, тем хуже
охлаждение. Предполагается, что
это происходит из-за уменьшения
расхода воздуха в верхнюю часть
башни, уменьшающего се тягу и
увеличивающего сопротивление па
выходе воздуха из градирни.
Расход воздуха через градирню,
практически определяющий ее
удельную и общую нагрузку, зави-
сит от естественной тяги, развивае-
мой башней и ра,вной обычно 2—
3 мм вод. ст. Стремление повысить
расход воздуха привело к созда-
нию вентиляторных градирен, тяга
в которых за счет работы вентиля-
торов доходит до 15 мм вод. ст.
Показатели таких градирен сущест-
венно лучше, но расход электро-
энергии на собственные нужды уве-
личивается, поэтому они не нашли
распространения, а для увеличения
мощностей градирен ведутся поис-
184
Глава 10. Техническое водоснабжение
ки более эффективных форм вы-
тяжных башен с естественной тягой.
Удельная гидравлическпая на-
грузка [м3/(м2-ч)] в зависимости от
типа охладителя представлена ни-
же:
Пруды-охладители....... 0,025—0,05
Брызгальные бассейны . . . 1—1,5
Башенные железобетонные
пленочные градирни:
с естественной вентиля-
цией ...............7—40
с искусственной вентиля-
цией ...............10—14
11едос1 атки градирен — высокая
стоимость, сложность их конструк-
ции, значительная затрата материа-
лов и необходимость использования
высококвалифицированной рабочей
силы для сооружения и ремонта.
Однако при нехватке площадей для
размещения охладителей оборотных
систем строительство градирен не-
избежно. Из приведенных выше по-
казателей видно, что переход от
прудов-охладителей к градирням в
200—300 раз повышает удельную
нагрузку и соответственно уменьша-
ет потребные площади. При схе-
мах с градирнями п брызгальиыми
бассейнами глубина вакуума при-
мерно на 3% хуже, чем при прямо-
точном и прудовом водоснабжении,
поэтому в жаркие периоды года
мощности трубнн часто ограничива-
ются. Расход электроэнергии па
собственные нужды циркуляционной
установки с градирнями и брыз-
гальпыми бассейнами также боль-
ше, так как необходимая высота
подъема циркуляционных насосов
составляет 18—20 м, в то время как
для прудов-охладителей — 8—12 м.
Длительность сооружения гратирен
значительно больше, чем прудов-ох-
ладителей. Поэтому наиболее целе-
сообразным решением для АЭС яв-
ляются пруды-охладители и только
при отсутствии необходимого места
и невозможней! выбора иной пло-
щадки для строительства надо идти
на сооружение градирен. Они, без-
условно, будут единственным реше-
нием для АТЭЦ. Брызгальные бас-
сейны для охлаждения циркуляци-
онной воды конденсаторов нс при-
меняют.
Несколько особняком стоят «су-
хие» градирни, работающие сов-
местно с конденсаторами смешива-
ющего типа (рис. 10.13). В этом
случае по контуру охлаждения цир-
кулирует конденсат. Пар после тур-
бины конденсируется за счет сме-
шения с холодным конденсатом,
пришедшим из градирни, и нагре-
вает его. Количество конденсата
£>к, равное расходу свежего пара,
отводится из конденсатора в систе-
му регенерации станции. Остальная
(большая) часть конденсата, рав-
ная mDK (m— кратность охлажде-
ния), циркуляционным насосом по-
дается в градирню для охлаждения.
Конструкция градирни представляет
собой набор радиаторов, изнутри
омываемых водой, а снаружи — воз-
Рпс. 10.13. Схема установки «сухой» гра-
дирни с конденсатором смешивающего ти-
па:
1 — пар из турбины;
2 —возврат охлажденного коденсата;
3 — «сухая» (радиаторная) градирня;
4 — циркуляционный насос конденсатора;
5 — отвод конденсата в регенеративную систему;
6 — конденсатор смешивающего типа
Глава 10. Техническое водоснабжение
185
духом. Для уменьшения поверх-
ности нагрева радиаторы изготовля-
ют из алюминиевых сплавов, имею-
щих большой коэффициент тепло-
проводности.
Преимущество таких градирен —
практическое отсутствие потерь во-
ды и заводское изготовление сек-
ций, облегчающее и ускоряющее
монтаж градирен. Габариты и стои-
мость таких градирен по меньше,
чем обычных, поэтому они предпоч-
тительны только в безводных рай-
онах, где вопросы восполнения убы-
ли воды имеют первостепенное зна-
чение. Однако вакуум в конденса-
торах при использовании сухих
градирен существенно хуже.
10.6. ВЫБОР ЦИРКУЛЯЦИОННЫХ
НАСОСОВ И ОХЛАЖДЕНИЕ
КОНДЕНСАТОРОВ ТУРБИН
В РЕЖИМАХ ПОЛНОГО
ОБЕСТОЧИВАНИЯ
Потребный напор для циркуля-
ционных насосов относительно неве-
лик. Это дает возможность приме-
нять одноступенчатые насосы с вы-
соким КПД. Последнее уменьшает
расход электроэнергии на их при-
вод— циркуляционные насосы всег-
да устанавливаются с электропри-
водом.
Как сказано в § 10.1 и 10.2,
расход охлаждающей воды на мощ-
ных АЭС весьма велик. Поэтому
циркуляционные насосы выбирают-
ся из числа существующих осевых
максимальной производительности.
Как правило, применяют два насо-
са, обеспечивающих при одновре-
менной работе 100%-ную производи-
тельность. При наличии перемычки
между напорными линиями обоих
насосов (см. рис. 10.3) при выходе
из строя одного из них обеспечива-
ется 60% полного расхо [а циркуля-
ционной воды. При этом мощность
турбины уменьшается, а вакуум
несколько ухудшается, однако не
настолько, чтобы требовалось ре-
зервирование циркуляционных на-
сосов, которое вызывало бы не
только удорожание установки, по,
главное, большое усложнение компо-
новки в связи с громоздкостью обо-
рудования. Такой подход к выбору
числа и производительности насосов
правомерен еще и потому, что при
их подборе ориентируются на мак-
симальный потребный расход цир-
куляционной воды, отвечающий лет-
нему режиму и полной мощности
турбин.
Для мощных турбин требуются
водяные перемычки большого диа-
метра. Поэтому, как следствие боль-
шой надежности работы циркуля-
ционных насосов, в последнее вре-
мя наметился отказ от водяной пе-
ремычки между ними.
В аварийных режимах в конден-
саторы турбин допустим сброс ре-
дуцированного свежего пара—до
60% номинального его расхода (см.
гл. 7). При работе циркуляционных
насосов необходимое охлаждение
конденсаторов обеспечено. Однако
в режиме полного обесточивания в
условиях рассмотренных схем ох-
лаждение конденсаторов становится
невозможным. Задачу обеспечения
конденсации пара в таком режиме
нельзя решить путем переключения
на сеть надежного питания приво-
дов циркуляционных насосов ввиду
их большой мощности—для тур-
бины К-500-65/3000 мощность элект-
роприводов циркуляционных насо-
сов достигает 3000 кВт. Но конден-
сация хотя бы части пара в конден-
саторе в аварийных режимах
полного обесточивания позволила
186
Глава 10. Техническое водоснабжение
Рис. 10.14. Продольный разрез по сооружениям самотечной схемы подачи охлаж-
дающей воды на копденса
1 — подводящий канал;
2 — циркуляционная насос-
ная станция;
3 — водовыпуск сифонный;
4—напорный бассейн;
оры турбин:
5 — водозабор;
6 — вращающаяся очистная
сетка;
7 — аварийно-ремонтный за-
твор;
8 — самотечный напорный
водовод;
9 — конденсатор турбины;
10 — сливной водовод;
11 — сбросный капал
бы значительно сократить количест-
во вспомогательного оборудова-
ния— барботеров и технологичес-
ких конденсаторов. Решение вопро-
са может быть найдено по схеме
технического водоснабжения с про-
межуточной емкостью, комбинирую-
щей общую и блочную схемы водо-
снабжения (рис. 10.14). Напорный
бассейн устраивают между циркуля-
ционной насосной станцией и кон-
денсаторами турбин. Циркуляцион-
ная насосная станция подает воду
из подводящего канала в напорный
бассейн через водовыпуск сифонно-
го типа. Количество насосов в цир-
куляционной насосной устанавлива-
ют независимо от количества бло-
ков и конденсаторов па электростан-
ции. Из напорного бассейна
охлаждающая вода по самотечным
напорным водоводам поступает в
конденсаторы турбин через водо-
распределительное устройство с
вращающимися очистными сетка-
ми и аварийно-ремонтный затвор.
Отметка уровня воды в напорном
бассейне определяется гидравличес-
кими потерями в самотечных водо-
водах, конденсаторах турбин и слив-
пых водоводах и превышает отметку
уровня воды в сбросном сооружении
на величину этих потерь. Разница
в отметках может составить 4,5 —
5,5 м. Емкость напорного бассейна
выбирают такой, чтобы обеспечить
подачу воды в конденсаторы турби-
ны при обесточивании станции в те-
чение 3—10 мин за счет опорожне-
ния напорного бассейна.
В обычной эксплуатации подачу
охлаждающей воды в конденсаторы
регулируют изменением производи-
тельности циркуляционной насосной
станции, которое может произво-
диться как перестановкой лопастей
рабочих колес, так и изменением
числа работающих насосов. При
этом уровень воды в напорном бас-
сейне самопроизвольно устанавлива-
ется таким, при котором расход во-
ды па конденсаторы и производи-
тельность циркуляционной насосной
станции равны. Например, при
уменьшении производительности па-
сосной станции на определенную
величину уровень в напорном бас-
сейне понижается до тех пор, пока
на эту же величину не уменьшится
подача воды в конденсаторы из-за
снижения действующего напора.
Напорный бассейн располагают пе-
ред главным корпусом АЭС. Его со
всех сторон укрепляют дамбами из
суглинка или сооружают в виде
железобетонного лотка.
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
187
Помимо использования основных
конденсаторов турбин для приема
пара при аварийных ситуациях, свя-
занных с обесточиванием станции,
самотечная схема с промежуточным
напорным бассейном по сравнению
с блочной схемой имеет еще сле-
дующие технологические преиму-
щества:
1) большие возможности для
подбора и эффективного использо-
вания насосов, так как количество
циркуляционных насосов не зависит
от количества турбин и конденсато-
ров;
2) выход из строя одного или
нескольких циркуляционных насо-
сов нс приводит к существенному
снижению мощности станции вслед-
ствие -перераспределения дефицита
расхода охлаждающей воды на все
конденсаторы;
3) возможность установки ре-
зервного циркуляционного насоса,
что повышает надежность подачи
расчетного расхода охлаждающей
воды;
4) возможность отключения час-
ти циркуляционных насосов при по-
нижении температуры охлаждаю-
щей воды в холодное время года,
что позволяет ремонтировать насос-
ное оборудование независимо от
ремонтов турбоагрегатов.
ГЛАВА 11
ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ И ДЕЗАКТИВАЦИОННЫЕ УСТАНОВКИ
11.1. НАЗНАЧЕНИЕ
ВЕНТИЛЯЦИОННЫХ
И ДЕЗАКТИВАЦИОННЫХ УСТАНОВОК
В системе любой АЭС неизбежна
радиоактивность циркулирующих
сред. Это происходит как за счет
проникновения в теплоноситель бла-
городных газов, продуктов радиоли-
за, а иногда и продуктов деления,
так и за счет наведенной активности
естественных примесей и продуктов
коррозии, содержащихся в теплоно-
сителе. Из табл. 11.1 следует, что из
естественных примесей необходимо
принимать во внимание только В * * * * * * * * * * * * * * * 24Na,
дающий жесткое у-излученпс. Но в
теплоносителе натрия очень мало,
так как все потоки, влияющие на
состав теплоносителя, проходят пол-
ное обессоливание. Из табл. 11.2
видно, что существенно больший
вклад в радиоактивность теплоноси-
Т а б л иц а 11.1. Характеристики
радиоактивных изотопов естественных
примесей воды реакторов
Радиоак- тивные изотопы Содержа- ние в ес- тественной смеси, % Период полураспада Характер излучения
Анионы:
28Si 92,7 2,6 ч р
32р 100 14,3 сут 8
35 £ 4,15 81,1 сут
3'S 0,016 5,04 мин
36С1 75,4 210-102 лет
38С1 24,6 37,5 мин £ и -f
Катионы:
24Na 100 14,8 ч 7
27Mg 11,29 10,2 мин 3 и у
4sCa 2,06 152 cvt 3
43Са 0,18 2,5 ч ₽
4sCa 0,18 30 мин
теля вносят продукты коррозии.
Растворимость их в воде мала, поэ-
188
Глава II. Вентиляционные и дезактивационные установки
Таблица 11.2. Характеристика
радиоактивных изотопов примесей,
переходящих в воду реакторов в результате
процессов коррозии
Радиоактивные изотопы Содержа- ние в ес- тественной смеси, % Период полурас- пада Характер излучения
В связи с
коррозией
сталей:
51Сг 4,31 26,5 сут 7
56Мп 100 2,59 ч 1 и у
59Fe 0,31 46 сут 3 и у
6°Со 100 5,3 лет 7
6GNi 30,9 4,34 мин 7
В связи с
коррозией ла-
туней:
64Си 69,1 12,9 ч 7
65Zn 0,88 2,5 ч 3 и -у
63Zn 48,89 250 сут 7
69 Zn 18,56 13,8 ч 7
ejZn 18,56 57 мин 7
71Zn 0,62 2,2 мин 7
В связи с
коррозией
циркониевых
сплавов:
69 Zr 17,4 65 сут 3 и 7
71Zr 2,8 17 ч 3 и 7
тому в основном они находятся во
взвешенном состоянии с возмож-
ностью их отложения на элементах
оборудования реакторных контуров.
Отложения в активной зоне способ-
ствуют повышению температуры
оболочек твэлов и снижению их кор-
розионной стойкости; отложения в
теплообменных трубках парогенера-
торов снижают коэффициент тепло-
передачи и паропроизводительность
установки; отложения затрудняют
ремонт ГЦН в связи с ухудшением
радиационной обстановки.
Г азообразные радиоактивные
продукты могут ухудшить радиа-
ционную обстановку в помещениях
АЭС и за ее пределами сверх допус-
тимых норм.
Из сказанного можно сделать вы-
вод о следующих задачах, решае-
мых вентиляционными и дезактива-
ционными установками: поддержа-
ние нормальной радиационной об-
становки как в помещениях АЭС,
так и за ее пределами;
создание условий для нормальной
работы оборудования; обеспечение
допустимых санитарных норм для
работы обслуживающего персонала.
Вентиляционные и дезактиваци-
онные установки в ряде случаев дей-
ствуют в составе единой системы.
Так, для того чтобы обеспечить до-
пустимые выбросы (ДВ) и предель-
но допустимые выбросы (ПДВ),
Таблица 11.3. Среднесуточные допусти-
мые нормализованные (ДНВ) и предельно
допустимые (ПДВ) выбросы, Ки/сут, отнесен-
ные к 1000 МВт общей мощности АЭС
- Нуклиды ЛАЭС = =1000 4- 4-6000 МВт ДНВ Л^АЭС > >6000 МВт ПДВ
Инертные радиоак- 500 3000
тивные газы (аргон, криптон, ксенон) сум- марно Йод-131 (газовая и 0,01 0,06
аэрозольная фазы сум- марно) Долгоживущие нук- 0,015 0,09
лиды, оставшиеся на фильтре через 2 сут после начала экспони- рования Короткоживущие 0,2 1,2
нуклиды, определя-
емые как разность ос-
тавшихся на фильтре
через 1 и 2 сут после
начала экспонирования
Примечание. Допускается однократный
или суточный, выброс, превышающий значения,
указанные в таблице, если суммарные выбросы за
квартал не превысят расчетных значений по таб-
лице.
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
189
Таблица 11.4. Среднемесячные допустимые мые (ПДВ) выбросы, мКи/мес, отнесенные к 100( нормализованные (ДНВ) и предельно допусти- ) МВт общей мощности АЭС
Долго ж ивущие нуклиды ЛАЭС==1000^ -:6 ООО МВт ДНВ ^АЭС > 6000 МВт ПДВ Д о л г о ж ивущие нуклиды ^АЭС =100(И 4-6000 МВт ДНВ NA3C> 6000 МВт ПДВ
Кобальт-60 15 90 Стронций-89 15 90
Марганец-54 15 90 Хром-51 15 90
Стронций-90 1,5 9 Цезий-137 15 90
II рим еча ни е. Допускается превышение значений, указанных в таблице, если выбросы за год не
превысят расчетных значений по таблице.
представленные для среднесуточных
значений в табл. 11.3 и для средне-
месячных значений в табл. 11.4, не-
обходима дезактивация «грязного»
воздуха перед его поступлением из
вентилируемых помещений в венти-
ляционную трубу и далее в атмос-
феру, как это показано, например,
В вентиляционную
Рис. 11.1. Организация приточно-вытяжной технологической
мешений спецводоочистки:
I—вытяжная система по-
луобслуживаемых и не-
обслуживаемых помеще-
ний;
// — вытяжная система обслу-
живаемых помещений;
III — приточная система;
IV—обслуживаемое помеще-
ние (лаборатория);
V—необслуживаемые поме-
щения;
VI — периодически обслужи-
вентиляции в одном из по-
ваемое (полуобслуживае-
мое) помещение;
VII — обслуживаемый коридор;
VIII — обслуживаемое помеще-
ние (щит спецводоочи-
стки)
190
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
на рис. 11.1 В баках «грязного» кон-
денсата, в бассейне выдержки отра-
ботавших твэлов над уровнем ради-
оактивной воды образуется радио-
активная парогазовоздушпая смесь.
Для предотвращения ее накопления
из надводных пространств произво-
дятся технологические сдувки, под-
вод которых к вентиляционной тру-
бе недопустим без предварительной
дезактивации (рассмотрение этой
системы перенесено в § 11.5).
11.2. ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ВЕНТИЛЯЦИИ
Стоимость вентиляционных уста-
новок довольно значительна и зави-
сит от объемов вентилируемых поме-
щений, что необходимо учитывать
при выборе компоновочных реше-
ний. Конкретный выбор вентиляци-
онных систем и их производитель-
ности для проектируемой АЭС реша-
ется в неразрывной связи с приня-
тыми компоновочными решениями и
выбранной системой локализации
аварий.
Вентиляционные установки необ-
ходимы на любом промышленном
предприятии. Особенность АЭС —
недопустимость перерыва в работе
вентиляционных систем. Это объяс-
няется тем, что на любом промыш-
ленном предприятии вентиляция
призвана обеспечить только сани-
тарно-гигиенические условия рабо-
ты персонала, а на АЭС, кроме того,
должна быть обеспечена еще и более
важная задача — радиационная бе-
зопасность персонала. Последняя за-
дача для технологической вентиля-
ции на АЭС является главной, а во-
просы обеспечения санитарно-гиги-
енических условий работы решают-
ся попутно. В связи с этим проекти-
рование технологической вентиля-
ции на АЭС подчиняется основному
принципу подразделения помещений
на зоны в зависимости от степени
радиоактивности. Различают зону
строгого режима (в том числе поме-
щения постоянного обслуживания,
периодического обслуживания, необ-
служиваемые) и зону свободного ре-
жима. Вентиляция этих зон обяза-
тельно раздельная, причем из мест
повышенной радиоактивности долж-
на осуществляться отдельная венти-
ляция для локализации радиоактив-
ности, уменьшения суммарной про-
изводительности вен гиляционных
установок и улучшения общей ра-
диационной обстановки. Кроме то-
го, при проектировании систем спе-
циальной технологической вентиля-
ции обязательно выполнение сле-
дующих правил:
1) к одной и той же вентиляцион-
ной системе допустимо параллель-
ное подсоединение разных помеще-
ний только при равной степени их
радиоактивности;
2) для уменьшения производи-
тельности вентиляционных устано-
вок помещения различной степени
радиактивности могут быть подсое-
динены к одной вентиляционной ус-
тановке только при условии их пос-
ледовательного подключения, т. е. с
применением ступенчатой схемы вен-
тиляции: приточный воздух подает-
ся в обслуживаемые помещения и
коридоры, откуда через клапаны од-
ностороннего действия перепускает-
ся в необслуживаемые и удаляется
из них за счет разрежения, создава-
емого вентиляторами вытяжных ус-
тановок. Такая система обеспечива-
ет непрерывный поток воздуха из
обслуживаемых помещений в необ-
служиваемые, исключая перетоки в
обратном направлении;
3) вентиляция осуществляется
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
191
.как приточно-вытяжная, с обеспече-
нием разрежения во всех помещени-
ях;
4) поступление приточного воз-
духа в помещение и удаление заг-
рязненного в вытяжную систему
должно быть предусмотрено таким
образом, чтобы надежно вентилиро-
вать все помещение;
5) обязательно 100%-ное резер-
вирование вентиляционных агрега-
тов с автоматическим включением
резервных и автоблокировкой элек-
тродвигателей клапанов вытяжной
и приточной систем с двигателями
соответствующих вентиляционных
установок.
Реализация этих положений по-
казана (рис. 11.1) на примере орга-
низации приточно-вытяжной техно-
логической вентиляции в одном из
помещений спецводоочистки. При-
точных вентляторов два —один ра-
бочий и один резервный. Приточный
воздух поступает снаружи через воз-
духозаборную шахту и проходит
очистку от пыли, чтобы не загру-
жать излишне аэрозольные фильт-
ры 11. Специальная технологическая
вентиляция должна обеспечивать
также и обычную санитарно-гигие-
ническую, т. е. поддерживать в поме-
щениях определенную температуру
воздуха. Это требует подогрева при-
точного воздуха зимой и охлажде-
ния летом, поэтому на пути приточ-
ного воздуха после фильтров 1
устанавливают калориферы 2 с
включением их в работу по мере не-
обходимости с подачей в них или хо-
лодной воды (после пароэжекторной
установки), или горячей из теплосе-
ти. На напорной части 4 вентиля-
торов 3 приточной системы установ-
лены герметичные клапаны 5 с элек-
троприводами, сблокированные с та-
кими же клапанами вытяжных вен-
тиляторов 9. На рис. 11.1 виден по-
следовательный переток воздуха по
помещениям с разной степенью ра-
диоактивности {ступенчатая венти-
ляция) . Весь воздух из приточной
системы через обычный клапан 6
поступает в коридор обслуживания
и другие обслуживаемые помеще-
ния, например помещения лаборато-
рий и шита системы очистки радио-
активных вод. Так как в обслужива-
емых помещениях вентиляция толь-
ко санитарно-гигиеническая, то воз-
дух из них поступает в отдельную
вытяжную систему и без очистки па
фильтрах сбрасывается в воздухо-
вод, идущий в вентиляционную тру-
бу станции.
В необслуживаемые и полуобслу-
живаемые помещения зоны строгого
режима приточный воздух направ-
ляется из коридора обслуживания
через обратные клапаны 7, надежно
обеспечивающие переток воздуха
только в паправлепи от «чистых» по-
мещений в «загрязненные», причем
из менее «загрязненных» в более
«загрязненные», но не наоборот, что
хорошо видно из рисунка. В «заг-
рязненном» воздухе возможно обра-
зование аэрозолей, поэтому, прежде
чем поступить через вентиляторы 10
к вентиляционной трубе, воздух про-
ходит очистку на аэрозольных
фильтрах 11. В работе всегда нахо-
дится часть фильтров. По мере уве-
личения их сопротивления (из-за за-
бивания) фильтры переключают
вентилями 8 для замены. Фильтры
располагаются в изолированном по-
мещении со своими средствами де-
зактивации. Вытяжные вентилято-
ры 9 и 10 также установлены со
100%-пым резервом.
Для хранилищ твердых радиоак-
тивных отходов, связанных с поме-
щениями спецводоочистки, предус-
192
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
матривают только вытяжную венти-
ляцию. Производительность се опре-
деляют, исходя из условий одновре-
менного открытия только одного лю-
ка и создания всю проеме скорости
воздуха не менее 2 м/с.
Основные требования к специаль-
ной технологической вентиляции —
эффективность и надежность. Особо
ответственные вентиляционные уста-
новки, работа которых должна быть
обеспечена и в условиях полного
обесточивания АЭС, имеют подсое-
динение и к системе надежного элек-
тропитания.
Следует помнить, что основное
назначение вентиляционных систем
не ликвидация результатов наруше-
ний эксплуатации, а поддержание
радиационно безопасных условий
работы персонала. При перерывах в
работе реактора система технологи-
ческой вентиляции должна продол-
жать работу.
Выбор производительности вен-
тиляционных установок должен де-
латься с учетом перегрузок (для ре-
акторного зала) и условий проведе-
ния ремонтных работ для оборудо-
вания первого контура после спа-
да у-фона, так как этим определяет-
ся продолжительность пребывания
ремонтного персонала в соответству-
ющих помещениях. Расчетные крат-
ности воздухообменов менее едини-
цы не допускаются. В помещениях
зоны строгого режима они могут
быть ориентировочно рекомендова-
ны в следующих пределах:
Объем поме- 10 000
щення, м3 500 1000 5000 и более
Кратность
воздухообме-
на за 1 ч . . 5 3 2 1
В процессе нормальный эксплуа-
тации для реакторного зала в связи
с большим объемом помещения при-
нимают кратность воздухообмена
равной единице; при перегрузках и
ремонтных работах в реакторном
зале должен быть обеспечен не
менее чем двукратный обмен воз-
духа.
Кратности воздухообмена, рав-
ные пяти и нс менее трех, применя-
ют при организации вентиляции не-
обслуживаемых и полуобслуживае-
мых помещений спецводоочистки.
Их объем в сравнении с реакторным
залом относительно невелик, а ра-
диоактивность в связи с концентри-
рованием жидких радиоактивных от-
ходов высокая.
В реакторном отделении, в бок-
сах ГЦН и в боксах парогенерато-
ров радиоактивность наибольшая.
Поэтому для них кратность воздухо-
обмена должна быть выше; исходя
из условий производства ремонтных
работ должен быть обеспечен трех-
и пятикратный обмен воздуха в за-
висимости от конкретных условий
необходимого ремонта с учетом
включения в работу резервных вен-
тиляторов и специальной ремонтной
вентиляции, которая работает толь-
ко как вытяжная. В периоды ремон-
та в открытых дверных проемах
должна быть обеспечена скорость
воздуха не менее 1 м/с за счет рабо-
ты вытяжной вентиляции.
Реакторное отделение, безуслов-
но, относится к зоне строго режима.
Герметичные помещения в его соста-
ве подразделяются на две группы в
зависимости от того, рассчитаны ли
эти помещения на избыточное давле-
ние, которое могло бы возникнуть в
результате протекания МПА. Эти
герметичные помещения показаны
на рис. 12.4 для АЭС с ВВЭР-1000
и на рис. 12.5 для АЭС с РБМК-
1000.
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
193
Герметичные помещения, рассчи-
тываемые на избыточное давление,
характеризуются большими тепло- и
влаговыделениями, высоким у-фо-
ном и присутствием в воздухе радио-
активных благородных газов, изото-
пов йода и аэрозолей. Эти помеще-
ния относятся к числу необслужива-
емых. При нормальной эксплуатации
задачей вентиляционных систем яв-
ляется удаление избыточной тепло-
ты и влаги из этих помещений и
обеспечения в них разрежения не ме-
нее 200 мм вод. ст. (0,2 кПа). Тем
самым предотвращается переток ра-
диоактивного воздуха в другие по-
мещения.
Имеется отдельная вентиляцион-
ная установка герметичных помеще-
ний, не рассчитанных на избыточное
давление в аварийных ситуациях.
Она преследует те же цели, но соз-
даваемое разрежение выбирается
меньшим (0,05 кПа), так как в со-
ставе реакторного отделения имеют-
ся не только необслуживаемые по-
мещения, но и полуобслуживаемые
(периодически обслуживаемые) и
обслуживаемые. К последним отно-
сится верхняя часть реакторного от-
деления, называемая реакторным
залом. Поэтому приточный воздух в
реакторное отделение поступает сни-
зу в этот зал, а сверху отводится в
полуобслуживаемые и далее в необ-
служиваемые помещения, откуда от-
сасывается вытяжными вентилято-
рами.
Вентиляционные системы реак-
торного зала имеют наибольшую
мощность. Наряду с постоянно дей-
ствующими вентиляционными систе-
мами для проведения срочных ре-
монтных работ во время эксплуата-
ции в реакторном зале существует
подача воздуха к средствам индиви-
дуальной защиты (пнсвмокостюмы)
с помощью специальной установки,
состоящей из двух вентиляторов
(один резервный) производитель-
ностью 750 м3/ч. Пнсвмокостюмы
присоединяют к ним с помощью воз-
духораспределительных гребенок с
гибкими шлангами, располагаемыми
при входе в необслуживаемые или
полуобслуживаемые помещения. Че-
рез гребенки пропускается по
15 м3/ч воздуха. Эти установки толь-
ко приточные с напором 70 мм вод.
ст. На напорной линии они имеют
аэрозольные фильтры. Электродви-
гатели этих вентиляторов присоеди-
няют к сети надежного питания.
Вентиляции подлежит не только
реакторное отделение и спецводо-
очистка, но и все остальные цехи и
помещения АЭС. Вентиляция для
них тоже осуществляется как при-
точно-вытяжная с созданием разре-
жения не менее 5 мм вод. ст.
(0,05 кПа). К вентиляции машзала
двух- и трехконтурных АЭС предъ-
являются обычные санитарно-гигие-
нические требования, как к зоне
свободного режима, но па одно-
контурных АЭС требования ана-
логичны требованиям к вентиляции
реакторного зала.
К зоне свободного режима отно-
сятся все электротехнические поме-
щения, щиты управления, СУЗ, по-
мещения приточного вентиляционно-
го центра. Для них имеются свои
вентиляционные системы.
Кроме основных вентиляционных
систем существует сше ряд других,
меньших по производительности,
часть из которых включается перио-
дически, например приточно-вытяж-
ная вентиляция в помещениях акку-
муляторных батарей системы надеж-
ного питания.
194
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
11.3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ДОПУСТИМЫХ ТЕМПЕРАТУР
ВОЗДУХА В ПОМЕЩЕНИЯХ АЭС
В процессе работы технологичес-
кого оборудования только некоторые
помещения АЭС нуждаются в отоп-
лении, например щит управления и
реакторный зал. Требуемая для них
температура обеспечивается за счет
подогрева приточного воздуха. На-
ряду с этим в ряде помещений возни-
кает потребность отвода больших
количеств теплоты для предотвраще-
ния недопустимого повышения тем-
ператур воздуха. Количество тепло-
ты, выделяющееся от работающего
оборудования, резко различается не
только между цехами, но и в преде-
лах одного и того же цеха. Так, в
машинном зале наиболее благопри-
ятные температурные условия име-
ются в месте расположения конден-
саторных насосов и циркуляцион-
ных насосов охлаждающей воды, а
самые высокие температуры —
вблизи деаэраторов и в районе рас-
положения паропроводов, подаю-
щих пар из реакторного цеха к тур-
бинам.
Создание благоприятных темпе-
ратурных условий обязательно при
компоновке теплового оборудования.
Изучение рабочих условий машин-
ного зала показывает, что тсплоот-
водящих установок для всего цеха
не требуется. Превышение темпера-
туры не более чем на 5°С в рабочем
помещении по сравнению с наибо-
лее высокой летней температурой
относительно легко достигается за
счет принудительной подачи возду-
ха. В местах с недопустимо высоки-
ми температурами воздуха обычно
нет постоянных рабочих мест, поэ-
тому наиболее целесообразно преду-
сматривать для них «душирование».
Эти установки, подающие охлажден-
ный и увлажненный воздух, вклю-
чают только при временной работе
персонала.
Постоянно работающие охлаж-
дающие (а иногда и увлажняющие)
установки предусматривают только
для ряда рабочих помещений реак-
торного контура и системы очистки
радиоактивных вод. Прежде всего
для этой цели используют калори-
феры приточных камер соответству-
ющих вентиляционных систем. Для
реакторного зала необходимый от-
вод теплоты обеспечивается венти-
ляционной системой, поэтому доста-
точность выбранной кратности воз-
духообмена (т. е. производительнос-
ти вентиляционной системы реактор-
ного зала) проверяют с учетом обес-
печения допустимых температур
(25—30°С), принимая во внимание
включение калориферов в приточ-
ных камерах.
Труднее всего организовать теп-
лоотвод из помещений боксов паро-
генераторов и главных циркуляцион-
ных насосов. Специфичность этих
помещений в том, что поверхност-
ные температуры рабочего оборудо-
вания здесь наивысшие, а объем на-
греваемого воздуха по сравнению с
любым другим помещением сущест-
венно меньше, что объясняется
стремлением уменьшить затраты на
сооружение герметичных помеще-
ний. Поэтому решение, удовлетвори-
тельное для реакторного зала, не-
приемлемо для боксов. Для них при-
ходится создавать дополнительные
самостоятельные системы, поддер-
живающие допустимые температуры
воздуха на уровне не выше 55°С в
нормальной эксплуатации и до 70°С
при полном обесточивании АЭС, за
счет подсоединения их к сети на-
дежного электроснабжения.
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
195
Избыточную теплоту из помеще-
ний боксов можно отводить по-раз-
ному в зависимости от выбора ох-
лаждающего агента. Одним из ре-
шений может быть пропуск через
боксы больших количеств холодного
воздуха. Однако при этом потребу-
ются огромные очистные установки
для сбрасываемого воздуха. Умень-
шить их за счет применения цирку-
ляции воздуха нельзя, так как радиа-
ционная обстановка в помещении
существенно ухудшится. Поэтому
системы вентиляции, предназначен-
ные для удаления радиоактивных
примесей, работающие как разомк-
нутые, дополняют для боксов специ-
альной вентиляционной системой
для отвода избыточной теплоты,
применяя для них рециркуляцию
воздуха, который охлаждается в
теплообменниках водой промкон-
тура. При температурах охлаждаю-
щей воды более 15° С для ее сниже-
ния используется пароэжекторная
машина, питаемая паром от кол-
лектора собственных нужд. Воздух
забирается из верхней части бок-
са, проходит через воздухоохлади-
тель и при температуре ~30°С по-
ступает в вытяжной вентилятор ре-
циркуляционной системы, откуда
возвращается в бокс, в его нижнюю
часть. Для АЭС с ВВЭР рецирку-
ляционные системы для отвода
теплоты предусматриваются так-
же для охлаждения шахты реакто-
ра, сухой защиты, бетонной консо-
ли фундамента реактора (см.
рис. 6.1). Для обоих типов реакто-
ров системы рециркуляционного от-
вода теплоты применяются для при-
водов СУЗ, транспортно-технологи-
ческой части бассейнов выдержки и
др.
Особые требования предъявля-
ются к вентиляции помещений блоч-
ных щитов управления и шитов до-
зиметрии. Эксплуатационный пер-
сонал находится здесь непрерывно.
В этих помещениях требуется не
только организация необходимого
воздухообмена, но и поддержание
температуры воздуха на уровне
22°С в любое время года. Эта зада-
ча решается специальными установ-
ками кондиционирования воздуха.
11.4. ВЕНТИЛЯЦИОННЫЕ ЦЕНТРЫ
АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
И ВЕНТИЛЯЦИОННАЯ ТРУБА.
Вентиляционные установки АЭС
состоят из большого числа агрега-
тов, перекачивающих ежечасно сот-
ни тысяч кубических метров «чисто-
го» и «загрязненного» воздуха. Це-
лесообразно объединение их в вен-
тиляционных центрах, что позволяет
улучшить обслуживание, сократить
обслуживающий персонал, целесооб-
разнее использовать цеховые пло-
щади. Некоторый недостаток венти-
ляционных центров — увеличение
протяженности воздуховодов по
сравнению с индивидуальным раз-
мещением вентиляционных устано-
вок.
Приточные центры разных си-
стем размещают раздельно. Так,
приточный центр вентиляции маш-
зала располагают у стены, противо-
положной стене примыкания к реак-
тору, а приточный центр реакторно-
го контура — в реакторном помеще-
нии (см. 12 на рис. 12.5). Вытяжные
центры разных систем располагают
совместно (см. 13 на рис. 12.5)
в изолированном помещении с био-
логической защитой и обеспечением
их средствами дезактивации, при-
чем по возможности ближе к вен-
тиляционной трубе для сокращения
длины воздуховодов.
Следует помнить, что при любом
196
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
расположении приточных и вытяж-
ных вентиляционных центров обяза-
тельно должна быть обеспечена ав-
тоблокировка электродвигателей
вентиляторов приточной и вытяж-
ной систем и их герметичных кла-
панов. Включаются и выключаются
агрегаты или автоматически (при
аварийной остановке одного из вен-
тиляторов), или дистанционно (если
включение производится при рабо-
тающих агрегатах).
В вытяжных центрах вентилято-
ры, удаляющие наиболее радиактив-
но загрязненный воздух, размешают
в отдельных защитных боксах (полу-
обслуживасмых) с самостоятельной
вытяжкой. Электродвигатели венти-
ляторов, приводы запорно-рсгулиру-
ющей арматуры и контрольно-изме-
рительные приборы располагают в
обслуживаемых помещениях. Шка-
лы контрольно-измерительных при-
боров системы вентиляции выносят
на центральный щит управления.
Должна быть обеспечена также при-
точно-вытяжная вентиляция самих
вентиляционных центров.
Работа всех вентиляционных си-
стем контролируется службой конт-
рольно-измерительных приборов и
автоматики, а качество приточного
и удаляемого воздуха контролирует
служба дозиметрии. Воздух после
вытяжного вентиляционного центра
выбрасывается в атмосферу через
вентиляционные трубы, высота кото-
рых не менее 100 м. Все газообраз-
ные выбросы в атмосферу делаются
только через вентиляционную трубу.
Сброс в вентиляционную трубу ра-
диоактивных газов из технологичес-
ких сдувок, как бы незначительны
они ни были, может осуществляться
только после их дезактивации. Ско-
рость воздуха в устье трубы не менее
10 м/с и, кроме того, должна в
1,5— 2 раза превышать скорость
ветра на той же высоте.
Воздуховоды выполняют из ста-
ли и покрывают внутри антикор-
розионным лаком. Диаметры возду-
ховодов могут быть весьма значи-
тельными— до 1500 мм. Для уде-
шевления строительства целесооб-
разно для биологической защиты
вытяжных воздуховодов использо-
вать строительные бетонные конст-
рукции. Врезка неочищенных техно-
логических радиоактивных сдувоч-
ных линий в систему воздуховодов
не допускается.
Внизу вентиляционной трубы для
АЭС с РБМК размещают установ-
ку подавления активности (УПАК);
в ее состав входят специальные
фильтры, заполненные активирован-
ным углем, на которых очищаются
сбросы эжекторов конденсаторов
турбин одноконтурной АЭС и сбро-
сы из системы очистки гелия газо-
вого заполнения кладки реактора
РБМК-
11.5. УДАЛЕНИЕ ТВЕРДЫХ
РАДИОАКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
ИЗ КОНТУРОВ И ПОМЕЩЕНИЙ АЭС
В составе АЭС предусматрива-
ются дезактивационные установки
непрерывного и периодического дей-
ствия. Характер их оборудования и
технология дезактивации различа-
ются в зависимости от того, имеется
ли в виду дезактивация твердых,
жидких или газообразных радиоак-
тивных отходов. В процессе дезак-
тивации осуществляется очистка
оборудования и помещений от радио-
активных примесей. Как результат
этой очистки возникают концентри-
рованные радиоактивные отходы,
подлежащие захоронению. Оборудо-
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
197
ванне для собственно дезактивации
и для временного хранения на АЭС
отвержденных концентрированных
радиоактивных отходов сосредото-
чивают в специальном корпусе. Так
как главное оборудование относит-
ся к переработке радиоактивных
вод, то специальный корпус носит
название корпус спецводоочистки.
Реже всего приходится иметь
дело с твердыми радиоактивными
отходами. «Загрязненные» одежду и
•обувь, загрязненные, вышедшие из
строя инструменты и отдельные де-
тали реакторной установки и уста-
новок технологического транспорта
захороняют без предварительной об-
работки. Загрязненные, но пригод-
ные к использованию инструменты и
•отдельные детали установок после
дезактивации в мойках реакторного
зала могут быть использованы пов-
торно, а получившиеся при этом ра-
диоактивные промывочные раство-
ры проходят последующую обра-
ботку аналогично другим жидким
радиоактивным отходам. Детали ре-
акторной установки, вышедшие из
строя и подлежащие захоронению,
иногда бывают столь крупными, что
перед транспортировкой в могиль-
ники их надо предварительно разре-
зать на более мелкие части. В усло-
виях реакторного зала такая опера-
ция трудно осуществима. Поэтому
непосредственно у реакторного зала
(или даже в его пределах) преду-
сматривают внутреннюю емкость
для захоронения, куда можно опус-
кать крупные детали с заливкой их
'бетоном толщиной, достаточной для
'биологической защиты. Эти емкости
следует развивать главным образом
и высоту, учитывая соответствую-
щие возможности реакторого зала и
условия захоронения (например,
стержней системы управления и за-
щиты), а также экономию площади
реакторного зала.
К числу твердых реактивных от-
ходов, подлежащих захоронению, от-
носят также фильтры, сорбирующие
радиоактивные золи, газы и соеди-
нения йода при дезактивации газо-
воздушных вентилирующих потоков
(см. § 11.2 и 11.6).
В процессе эксплуатации АЭС
приходится иметь дело с твердыми
радиактивными отложениями на
оборудовании реакторных и вспомо-
гательных контуров и на поверхнос-
тях помещений АЭС. Возникает поэ-
тому необходимость периодического
удаления этих отложений. Способы
удаления этих отложений аналогич-
ны рассмотренной выше обработке
загрязненных деталей, т. е. удаление
радиоактивных отложений с поверх-
ностей предусматривает: воздейст-
вие на них дезактивирующих рас-
творов; переход удаленных отложе-
ний в дезактивирующий раствор;
последующую обработку этих рас-
творов, аналогичную дезактивации
жидких радиоактивных отходов (см.
§ 11.7). Дезактивация оборудова-
ния требует его останова, но произ-
водится без демонтажа, т. е. обору-
дование дезактивируется в сборе.
Периодической дезактивации под-
вергают также степы и полы произ-
водственных помещений реакторной
установки, спецводоочистки и др.
Активация этих поверхностей может
происходить в результате непосред-
ственного соприкосновения с радио-
активным веществом в твердом или
жидком состоянии (например, при
протечках) и сорбции на поверхнос-
ти аэрозолей, гидрозолей и газов,
содержащих радиоактивные изото-
пы. Помещения дезактивируют пу-
тем их обмывки, для чего полы на-
стилают с уклонами и трапами. Об-
198
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
мывочные (трапные) воды подле-
жат последующей переработке как
жидкие радиоактивные отходы. Для
облегчения дезактивации полы и
стены производственных помещений
зоны строгого режима настилают из
материалов, мало сорбирующих ра-
диоактивные вещества, легко подда-
ющихся дезактивации и обладаю-
щих необходимой температурной и
коррозионной стойкостью. Для стен
применяют глазурованную плитку,
эпоксидные и перхлорвиниловые
эмали, для полов — сталь, покрытия
эпоксидными эмалями или полиэти-
леном.
Места соединений стен между
собой и полом закругляют, все про-
водки (освещение, газ и др.) выпол-
няют скрытыми, окна делают без
подоконников. Помещения, через
которые проходят коммуникации
контура теплоносителя, должны
иметь надежную гидроизоляцию,
исключающую возможность попада-
ния радиоактивных растворов в ни-
жележащие помещения и грунт. Об-
рабатывают помещения исходной
технической водой, с использовани-
ем гидродинамического воздействия
направленной струи, так как удале-
ние отложений с поверхности поме-
щений затруднений не представляет.
Твердые радиоактивные отложе-
ния в реакторных и вспомогательных
контурах состоят в основном из
продуктов коррозии сталей, обычно
аустенитных нержавеющих. Отложе-
ния могут возникать в отдельных
элементах или за счет собственной
их коррозии, или за счет привнося
теплоносителем и осаждения из не-
го продуктов коррозии предшеству-
ющих элементов. Естественно, что
такие отложения имеют сродство с
основным металлом и потому хоро-
шо с ним сцеплены. Поэтому удале-
ние таких отложений существенно
сложнее дезактивации помещений и
требует применения специальных
растворов и разработки технологии
их использования.
В процессе эксплуатации уро-
вень радиоактивности оборудования
определяется газовой (кислородной,
азотной) радиоактивностью воды.
Повышение радиоактивности воды
за счет продуктов коррозии, образу-
ющихся за пределами активной зоны
но активирующихся при циркуляции
через нее во время эксплуатации ре-
акторов, невелико по сравнению с
газовой радиоактивностью. Но после
останова реактора газовая радиоак-
тивность быстро спадает и доступ-
ность оборудования для ремонта или
осмотра определяется отложениями
на нем радиоактивных продуктов
коррозии, а иногда и продуктов де-
ления ядерного горючего.
Поверхности первого контура
могут задерживать радиоактивные-
примеси воды в результате сорбци-
онных процессов, диффузионного-
проникновения и химических связей.
При наличии в воде коррозионных
и взвешенных частиц известную
роль играет осаждение их в порах,
трещинах и углублениях, причем
поверхности механических отложе-
ний сами способны к последующему
сорбционному процессу.
Механически образовавшиеся от-
ложения наиболее легко удалимы,
часто даже простыми водными про-
мывками. Образование таких отло-
жений относительно несложно пре-
дотвратить, конструируя системы
первого контура без застойных зон
и со скоростями, препятствующими
отложению, и прежде всего органи-
зацией такого водного режима, при
КОТОрОхМ продукты коррозии нахо-
дятся главным образом в растворен-
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
199
ном состоянии, соотвстству ющем ми-
нимальной коррозии конструкцион-
ных материалов.
Труднее всего удалить отложе-
ния, закрепившиеся на поверхности
в результате сорбционно-диффузи-
онных процессов проникновения ра-
диоактивных примесей в структуру
металла контура. Скорость диффу-
зии зависит от природы диффунди-
рующего вещества, температуры и
давления среды и других факторов.
При диффузионном проникнове-
нии радиоактивных веществ в конст-
рукционный материал для дезакти-
вации неизбежно разрушение и уда-
ление его поверхностного слоя. Чем
продолжительнее периоды между
дезактивациями, тем существеннее
толщина поверхностного слоя, под-
лежащего удалению. Особенно это
относится к удалению оксидов ко-
бальта, поэтому при использовании
нержавеющих аустенитных сталей
следует стремиться к применению
бескобальтового никеля и бескобаль-
тового стеллита. Из-за наличия в
отложениях кобальта, проникающе-
го в сталь и имеющего большой пе-
риод полураспада, дезактивация
контуров из нержавеющих аустенит-
ных сталей более затруднительна,
чем из углеродистых.
Периодические дезактивацион-
ные обработки не следует произво-
дить слишком редко и лучше поль-
зоваться каждой представляющейся
возможностью, однако лишь при ус-
ловии применения дезактивирую-
щих растворов, не оказывающих
разрушающего или другого вредно-
го воздействия на конструкционный
материал. Например, для нержавею-
щих аустенитных сталей совершен-
но недопустимо использовать соля-
ную кислоту, так как при любом, да-
же максимально полном удалении
ее после промывки контура, хлорид-
ион способен сорбироваться поверх-
ностью материала с последующим
вредным воздействием на коррозию
под напряжением для этих сталей.
Периодическая дезактивация
оборудования в сборе — это всегда
процесс химической очистки обору-
дования. Ей могут быть подвергну-
ты вспомогательные реакторные
контуры, отдельные петли и весь
главный реакторный контур, за
исключением активной зоны, удаля-
емой из реактора на период очистки
или отсекаемой задвижками от кон-
тура промывки. Необходимая в про-
цессе дезактивации циркуляция сре-
ды создастся специальными малыми
насосами, а для замыкания контура
могут быть использованы дренаж-
ные линии основных трубопроводов.
Выбор дезактивирующих раство-
ров зависит от состава отложений,
подлежащих удалению. Эти раство-
ры должны быстро и полно смачи-
вать обрабатываемую поверхность,
разрушать связь отложений с по-
верхностью и растворять их по воз-
можности без разрушающего воз-
действия на конструкционный ма-
териал. Дезактивирующие растворы
должны предотвращать повторную
сорбцию радиоактивных загрязне-
ний и легко и полно удаляться из
контуров. Состав растворов зависит
от степени загрязненности оборудо-
вания, характеристики конструкци-
онного материала, структуры и хи-
мического состава отложений. В
настоящее время существует боль-
шое разнообразие дезактивирую-
щих растворов. Чаше всего их вы-
бирают экспериментально с лабора-
торным подбором па образцах.
Ранее наиболее распространена
была дезактивация в несколько эта-
пов с попеременным использовани-
200
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
ем реагентов — окислителей и вос-
становителей и водной (конденсат-
ной) промывкой после каждого эта-
па. Однако при этом получается
большое количество сбросных вод,
подлежащих сбору в баках и после-
дующей переработке. Более перспек-
тивны композиции комплексонов с
органическими кислотами, так как
количество сбросных вод резко со-
кращается.
В эксплуатации может возник-
нуть необходимость химической
очистки активной зоны реактора.
Назначение такой очистки, естест-
венно, не дезактивация, а удаление
отложений с поверхностей активной
зоны во избежание поглощения ней-
тронов отложениями и возможных
разрушений оболочек твэлов в ре-
зультате чрезмерного повышения
температур. При хорошо налажен-
ном водном режиме реакторов не-
обходимость такой очистки нс воз-
никает.
11.6. ДЕЗАКТИВАЦИЯ
ГЛЗОВОЗДУШНЫХ ПОТОКОВ НА АЭС
Рассмотренный выше процесс де-
зактивации оборудования за счет
удаления с него твердых отложений
имеет в своей основе химический
процесс их растворения. При этом
отложения разрушаются и перехо-
дят в промывочную воду также и за
счет механического смыва. Процесс
удаления радиоактивных газов из
несущего их воздуха — процесс
физико-химический, так как радио-
активные газы, в том числе и соеди-
нения йода, сорбируются материала-
ми специальных фильтров.
Дезактивация газообразных вы-
бросов АЭС требует удаления из
вентиляционного воздуха радиоак-
тивных веществ, содержание кото-
рых строго нормируется (см.,
табл. 11.3 и 11.4). Пример органи-
зации предварительной дезактива-
ции воздуха, выбрасываемого через
вентиляционную трубу, показан на
рис. 11.1. Однако необходимо удале-
ние радиоактивных газообразных
веществ и из других потоков, напри-
мер из многочисленных технологи-
ческих сдувок (см. § 11.1), представ-
ляющих собой влагосодержащую га-
зовоздушную смесь. Объем таких
сдувок существенно увеличивается
три перегрузках топлива, так как в
эти периоды для предотвращения
выхода газов и аэрозолей вместе с
водяными парами с поверхностей
воды в открытых бассейнах пере-
грузки и выгрузки воздух приточным
вентилятором подастся направлен-
ной струей над зеркалом воды с од-
ной стороны и отсасывается вытяж-
ным вентилятором с противополож-
ной стороны бассейнов и направ-
ляется в систему дезактивации
газообразных радиоактивных отхо-
дов.
Аналогичные сдувки периодичес-
ки производятся из барботера систе-
мы компенсации объема (см.
рис. 6.10), из системы дожигания во-
дорода (см. рис. 8.10) и из над-
водных пространств баков «гряз-
ного» конденсата. Из этих пото-
ков необходимо удалять в основ-
ном инертные (благородные) газы
и йодистые соединения. Если ос-
новные изотопы инертных газов
выдерживать несколько часов в газ-
гольдерах, то из-за сравнительно
небольшого периода полураспада
радиоактивность их быстро спада-
ет. При этом образуются или ста-
бильные, или новые радиоактивные
вещества, часто в виде аэрозолей с
меньшей радиоактивностью. Их
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
201
можно задерживать аэрозольными
фильтрами, которые предусмотрены
в системе дезактивации газообраз-
ных радиоактивных отходов. Эту си-
стему проектируют с учетом не толь-
ко нормальных условий эксплуата-
ции, но и возможных аварийных
ситуаций. Для дезактивации радио-
активных газов применяют или прос-
тую выдержку в газгольдерах, или
очистку газов в адсорбционных ус-
тановках. Первый метод проще, но
громоздок, поэтому использование
его в процессе нормальной эксплуа-
тации ограничивается станциями от-
носительно небольшой мощности.
Второй метод сложнее в эксплуата-
ции и может оказаться недостаточ-
ным по производительности в ава-
рийных ситуациях. Возможно со-
четание обоих методов, когда газ-
гольдеры используют в аварийных
ситуациях и при перегрузках. При
этом повышенный выход радиоак-
тивных газов из остановленного ре-
актора характерен для периода дли-
тельностью 6—8 ч. В это время газы
подают компрессорами в газгольде-
ры для выдержки при давлении 0,8—
1 МПа. Газгольдеры устанавливают
с резервом (обычно два рабочих и
один резервный) равных емкостей.
Предусматриваются два компрессо-
ра— 100%-ный резерв. Время вы-
держки принимают по распаду ксе-
нона-133. Соответствующая схема
представлена на рис. 11.2. Газы тех-
нологических сдувок поступают по
линии 1 в газоохладители 2, где
конденсируется водяной пар, вынс-
Рис. 11.2. Схема газгольдерной установки
для выдержки газовых сдувок в период
перегрузки
сенный вместе с газами. Этот кон-
денсат радиоактивен и поэтому по
линии 3 направляется па спецводо-
очистку, а газы проходят аэрозоль-
ные фильтры 4 и одним из компрес-
соров 5 подаются в газгольдеры 6,
Рис. 11.3. Схема ад-
сорбционной очистки
радиоактивных газов
В приямок трапных вод
202
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
из которых после выдержки через
аэрозольные фильтры 4 выпуска-
ются в вентиляционную трубу по ли-
нии 7.
Схема очистки в адсорберах по-
казана на рис. 11.3. Газовые сдувки
1 с температурой 60—70°С и боль-
шим содержанием влаги поступают
в теплообменник 5 со встроенным
влагоудалителем. После него газы,
охлажденные до 20сС, потоком воды
3, поступающим от холодильной па-
роэжекторпой машины, направля-
ются на фильтр 7, заполненный стек-
ловолокном, сорбирующим аэрозо-
ли. С потоком газа в фильтр при-
ходит некоторое количество влаги,
непрерывно выделяющейся из пото-
ка и смывающей с поверхности стек-
ловолокна осевшие частички, уда-
ляя их из фильтра. Фильтр тем са-
мым самоочищается. Влага сбрасы-
вается по линии 4.
Инертные газы обычно не всту-
пают в химические реакции, поэто-
му их удаляют из газовоздушной
смеси физическими методами, чаще
всего избирательной адсорбцией па
твердых материалах. Для наиболее
эффективного использования сор^
бента необходима глубокая осушка
очищаемого газа. Для этой цели га-
зовоздушная смесь направляется на
цеолитовый фильтр 8, где проходит
окончательную осушку. Фильтров
устанавливают два: рабочий и ре-
зерный. Это позволяет выводить
фильтры па регенерацию после пре-
дельного насыщения их влагой. Ре-
генерация (осушка цеолита) осу-
ществляется воздухом, прогоняемым
воздуходувкой через электронагре-
ватель, греющий воздух до 350°С, и
далее в регенерируемый фильтр, где
воздух испаряет задержанную влагу,
а температура его снижается до
250°С. После охлаждения в специ-
альном теплообменнике воздух
сбрасывается в вентиляционную-
трубу ,12.
В процессе сушки газовая смесь
в цеолитовом фильтре нагревается
до 70—80°. Сорбция идет тем лучше,
чем меньше температура, поэтому
необходимо окончательное охлаж-
дение газов до 12—20сС, для чего
служит основной теплообменник 9
со встроенным дополнительным вла-
гоотдслитслсм. Затем газовоздуш-
ная смесь поступает в основной
фильтр-адсорбер 10 и проходит его
многочисленные секции. Адсорбер
заполняется активированным углем
СКТ в зернах. Очищенный воздух
воздуходувкой 11 сбрасывается в
вентиляционную трубу по линии 12.
Воздуходувок устанавливают две
(т. е. со 100%-ным резервом), а на
случай повышенных выбросов до-
полнительно еще одну. Вся система
работает под разрежением, чтобы
не допускать протечек радиоактив-
ной среды вовне. Однако неблаго-
приятен и подсос воздуха в систему,
так как это увеличивает нагрузку
воздуходувок. Для суждения о плот-
ности системы сопоставтяют пока-
зания расходомеров 2 па входе и
выходе.
Чем ниже температура очищае-
мого газа, тем выше коэффициент
адсорбции, поэтому для охлажде-
ния газов используют техническую
воду после холодильной машины.
Нагретая в теплообменниках вода
по линии 6 поступает к холодильной
пароэжекторной машине. Можно
было бы применить и другие холо-
дильные машины, с тем чтобы полу-
чить более глубокое охлаждение,
например до — 70°С. Однако связан-
ное с этим удорожание и усложне-
ние установки не компенсируется
увеличением глубины адсорбции.
Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
203
11.7. ДЕЗАКТИВАЦИЯ ЖИДКИХ
РАДИОАКТИВНЫХ ОТХОДОВ
И ОБОРУДОВАНИЕ
СПЕЦВОДООЧИСТКИ
Дезактивацию жидких радиоак-
тивных отходов производят или на
ионообменных фильтрах (физико-хи-
мический процесс), или в выпарных
установках (теплохимический про-
цесс), а для некоторых потоков —
двухступенчато — сначала на выпар-
ных установках, а затем на ионооб-
менных фильтрах. Кроме ионного
обмена и выпарки известен еще ряд
других методов очистки и дезакти-
вации вод. Однако эти методы или
дороги, или громоздки, или харак-
терны избирательностью по отноше-
нию к отдельным примесям, в то
время как ионообменные фильтры и
особенно выпарные аппараты уни-
версальны.
Назначение обработки жидких
•отходов двоякое — возвращение в
цикл дезактивированной воды вы-
сокой чистоты и концентрирование
всей содержащейся в ней радиоак-
тивности в остатке по возможнос-
ти наименьшего объема для захоро-
нения его в минимально необходи-
мых емкостях. Радиоактивные воды
основных технологических систем
представляют собой воды высокой
чистоты (типа конденсатов), поэто-
му экономически более целесообраз-
но возвращать их в цикл, а не сбра-
сывать, не говоря уж о большей ра-
диационной безопасности такой си-
стемы.
Источниками жидких радиоак-
тивных отходов (ЖРО) являются:
1) продувочная вода реакторов
и организованные протечки первого
контура, воды бассейнов выдержки
и перегрузки, воды опорожнения
реакторных петель, характеризую-
щиеся наибольшей чистотой, но и
наибольшей радиоактивностью;
2) промывочные растворы, ис-
пользованные при дезактивации
контуров, содержащие твердые ра-
диоактивные окислы конструкцион-
ных материалов;
3) продувочные воды парогене-
раторов, имеющие в сравнении с
реакторной водой большее солссо-
держанис, но меньшую радиоактив-
ность, так как она определяется
только протечками из первого кон-
тура;
4) трапные и обмывочные воды
после дезактивации помещений,
имеющие по сравнению с водами
реакторов обычно меньшую радио-
активность, но большее содержание
примесей. Очистка этих вод может
быть периодической с накоплением
сбросов в баках грязного конденса-
та и очищенной воды в баках чис-
того конденсата;
5) прачечные и душевые воды —
воды наименьшей радиоактивности;
источником их является всегда тех-
ническая или водопроводная вода,
активирующаяся незначительно, так
как этот процесс протекает только
в самих прачечных и душевых, поэ-
тому сброс таких вод после очистки
допустим в обычную канализацию
и внешние водоемы.
Установки для обработки про-
дувочных вод (первая и третья
группы) работают непрерывно, с
возвратом очищенной воды в соот-
ветствующие контуры АЭС. Произ-
водительность этих установок вы-
бирают по максимальному расходу.
Производительность установок для
обработки остальных вод первой
группы и вод второй и четвертой
групп, а также периодичность их
работы определяют в связи с имею-
щимися па станции емкостями для
204 Глава 11. Вентиляционные и дезактивационные установки
сбора вод, подлежащих дезактива-
ции, и храпения очищенного кон-
денсата
По нормам, действующим в
СССР, жидкие радиоактивные от-
ходы подразделяют на высокоактив-
ные (с активностью более 10~4
Ки/кг) и слабоактивные (менее 10-4
Ки/кг). Наиболее глубокая очистка
этих вод отвечает радиоактивности
10-8 Ки/кг, принимаемой в качестве
нормируемой величины для кон-
денсата одноконтурной АЭС. Для
сравнения можно указать, что ра-
диоактивность питьевой воды сос-
тавляет 10-10 Ки/кг.
Дезактивация жидких радиоак-
тивных отходов опирается на два
принципа: во-первых, раздельная
дезактивация вод, различающихся
по радиоактивности и физико-хими-
ческим показателям, и, во-вторых,
возможно более полный возврат
очищенных вод в пароводяной цикл
и наименьший сброс очищенных
вод в канализацию.
На первых отечественных АЭС
были распространены выпарные
установки, питающиеся паром из
основного цикла станции. При этом
расход пара был прямой энергети-
ческой потерей и по возможности
его надо было уменьшить в много-
ступенчатых выпарных установках.
Но такие установки сложны, распо-
лагать их приходится в биологичес-
кой защите в необслуживаемых по-
мещениях. Исходя из этого, обычно
применяют одноступенчатые выпар-
ные установки (типа испарителя по
рис. 7.5).
Проблема обезвреживания и хра-
нения жидких радиоактивных отхо-
дов— одна из важнейших в разви-
тии АЭС и обеспечении их безо-
пасности. Выше было показано
большое разнообразие жидких ра-
диоактивных отходов по их радио-
активности, периодичности образо-
вания, объемам, подлежащим пере-
работке, требованиям к степени
очистки. В связи с этим в системе
спецводоочистки создается несколь-
ко установок, каждая со своим на-
значением.
В ряде случаев возникают боль-
шие объемы радиоактивных вод для
переработки, например при необхо-
димости слива всего водяного объе-
ма реакторного контура. Было бы
неправильно для таких, относитель-
но редких, случаев предусматри-
вать мощные перерабатывающие
установки. После слива всего водя-
ного объема и проведения необхо-
димых работ вновь нужно запол-
нить реакторный контур. Поэтому
возникает необходимость бакового
хозяйства — «грязные» баки для
слива в них радиоактивной воды,
подлежащей переработке, и баки
для заполнения их «чистым» кон-
денсатом.
Для АЭС с РБМК предусматри-
ваются следующие отдельные уста-
новки:
— байпасная очистка реакторной
воды (СВО-1) работает постоянно,
в се составе механический пред-
фильтр и ионообменная установка;
— очистка вод опорожнения реак-
торного контура, воды бассейнов
выдержки и перегрузки и органи-
зованных протечек (СВО-2), рабо-
тает периодически в сочетании с
баками «грязного» и «чистого» кон-
денсатов, в ее составе механичес-
кий предфильтр и ионообменная
установка;
— очистка воды контурного охлаж-
дения каналов СУЗ (СВО-3) рабо-
тает постоянно, в ее составе ионо-
обменная установка;
— очистка вод дезактивации и пе-
Глава II. Вентиляционные и дезактивационные установки
205
организованных протечек (СВО-4),
работает периодически, в нее вхо-
дят механический предфильтр, вы-
парная установка и последующая
ионообменная установка с раздель-
ными слоями, а затем смешанным
слоем;
— очистка протечек арматуры
(СВО-5), работает постоянно, она
включает в себя механический пред-
фильтр и ионообменную установку;
— очистка вод взрыхления и ре-
генерации ионообменных фильтров
100%-ной конденсатоочистки (СВО-
6), работает периодически; в ее сос-
таве— механический предфильтр
и последующая ионообменная уста-
новка с раздельными слоями и
затем смешанным слоем;
— очистка вод прачечных и душе-
вых (СВО-7), работает постоянно,
в ее составе простейшая выпарная
установка. Опа часто располагает-
ся в здании , дезактивации слабо-
активных вод, отдельном от кор-
пуса спецводоочистки.
Из перечисленных установок
СВО-1 и СВО-3 работают в реак-
торном отделении, остальные — в
корпусе спецводоочистки, причем на
выпарные установки подается грею-
щий пар из коллектора собствен-
ных нужд АЭС.
Системы спецводоочистки для
АЭС с ВВЭР и АЭС с РБМК во
многом схожи, по есть и различия,
связанные, например, с наличием
парогенератора на АЭС с ВВЭР и
необходимостью очистки его проду-
вочной воды (СВО-5 для АЭС с
ВВЭР).
При работе перечисленных уста-
новок дезактивированные воды
СВО-1 и СВО-3 возвращаются не-
посредственно в контур, а для ос-
тальных СВО собираются в баках
чистого конденсата для последую-
щей подачи в реакторный контур.
Дезактивированная вода СВО-5
АЭС с ВВЭР возвращается в пи-
тательную воду второго контура.
Наряду с этим получаются очень
высокорадиоактивные кубовые ос-
татки после выпарки и ионообмен-
ные смолы с сорбированными ими
нуклидами. Объемы их очень малы
в сравнении с исходными жидкими
радиоактивными отходами, и захо-
ронение их требует поэтому мень-
ше места.
В первые годы существования
АЭС эти высокорадиоактивные от-
ходы направлялись в подземные
стальные емкости, причем смолы —
гидротранспортом в виде пульпы.
Для предотвращения проникнове-
ния радиоактивности в грунт стен-
ки этих хранилищ делались двой-
ными. Однако такой метод хране-
ния не является достаточно надеж-
ным. В современных условиях вы-
сокорадиоактивные отходы, полу-
чаемые в СВО, и предварительно
собираемые в баках спецводоочист-
ки — отдельно для кубового остатка
и для пульпы, — подвергаются от-
верждению, например путем биту-
минирования. Для этого в здании
спецводоочистки имеется специаль-
ная установка битуминирования, пе-
реводящая соли, оксиды и смолы в
расплавленный битум при содер-
жании их, доходящем до 0,5 кг на
килограмм получающейся жидкой
смеси. Эта смесь отверждается в
специальных блоках и хранится в
необслуживаемых помещениях кор-
пуса спецводоочистки. После 5—
16 лет эти блоки могут быть выве-
зены со станции в единые центра-
лизованные хранилища для окон-
чательного захоронения. Для хра-
пения битумных блоков на АЭС мо-
гут быть созданы и отдельные под-
206
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
земные хранилища в железобетон-
ном исполнении.
Существует также опыт цемен-
тирования, а иногда цементирова-
ния с остекловыванием для отверж-
дения кубовых остатков. Так как
в сравнении с битумными цемент-
ные блоки более подвержены раз-
рушению, то цементирование про-
изводится в небольших металличес-
ких бачках, которые и подлежат
захоронению после заполнения.
В спецкорпусе должны быть
предусмотрены установки для при-
готовления дезактивирующих раст-
воров, хранилища реагентов и обо-
рудование для периодической де-
зактивации самих установок СВО.
Имеется также оборудование для
регенерации ионообменных смол
тех СВО, которые работают па во-
дах с малой радиоактивностью.
Смолы таких установок использу-
ются повторно. К ним относятся,
например, СВО для воды парогене-
ратора. Ионообменные смолы уста-
новки СВО-1 регенерации не под-
лежат.
ГЛАВА 12
ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН АЭС И КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО
КОРПУСА
12.1. ГЕНЕРАЛЬНЫЙ ПЛАН АЭС
Расположение всех сооружений
атомной электростанции па отве-
денной ей промышленной площад-
ке называется генеральным планом
АЭС. Составление генерального
плана АЭС должно решаться как
взаимосвязанное с компоновочны-
ми решениями, изложенными в
предшествующих главах и особенно
в § 12.2, с учетом особенностей
выбранной площадки для строи-
тельства.
Основные требования к выбору
места строительства АЭС диктуют-
ся стремлениями уменьшить стои-
мость строительства и способство-
вать повышению экономичности и
надежности эксплуатации. Располо-
жение станции должно быть согла-
совано с перспективным планом
развития района.
Целесообразно любую электро-
станцию располагать в центре элект-
рических нагрузок, которые ей
надлежит покрывать. Это не всегда
удается, особенно для гидростан-
ций. Для тепловых станций на ор-
ганическом топливе приходится
считаться с близостью к району
добычи топлива, особенно когда
речь идет о низкокалорийных углях.
Атомные станции свободны от это-
го требования, и в этом одно из их
преимуществ.
При выборе места строительства
любой тепловой электростанции,
в том числе и атомной, необходимо
считаться с близостью и удобством
использования источника техничес-
кого водоснабжения. Особенно это
важно для конденсационных элект-
ростанций, в конденсаторе которых
конденсируется значительная часть
пара, поступающего в турбину. Так
как турбины насыщенного пара, ха-
рактерные для атомных электро-
станций, требуют значительно боль-
шего расхода циркуляционной во-
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
207
ды (см. § 10.1), то для АЭС усло-
вия, связанные с техническим водо-
снабжением, играют иногда решаю-
щую роль при выборе места строи-
тельства. Обязательное условие —
нсзатопляемость территории при
любом уровне паводковых вод. Со-
вершенно необходима простая и
удобная связь с железной дорогой,
пользоваться которой придется как
при строительстве (подвоз строи-
тельных материалов и оборудова-
ния), так и в процессе эксплуата-
ции (доставка свежего, вывоз отра-
ботавшего ядерного горючего, за-
воз реагентов и т. п.).
Любой мощной атомной электро-
станции предстоит работать в
электрической системе, поэтому
площадка для строительства долж-
на обеспечивать удобный вывод вы-
соковольтных линий электропереда-
чи (ЛЭП). Площадку и ее размеры
выбирают с учетом возможного
расширения АЭС, т. е. исходя из
размещения оборудования полной
мощности станции, а не только пер-
вой очереди строительства. Причем
некоторые сооружения строят, ис-
ходя из полной мощности станции,
а другие — с учетом возможного их
расширения при минимальной стои-
мости их и максимальном удобстве
эксплуатации. По размерам пло-
щадку выбирают достаточной для
рационального по условиям техно-
логического процесса размещения
всех необходимых .зданий и соору-
жений. Рельеф местности должен
быть ровным, не требующим боль-
ших планировочных работ, с мини-
мальным поверхностным стоком
(уклон 0,005—0,01).
Затраты па отчуждение земель
под строительство электростанции
(снос жилых поселков, лесных и
сельскохозяйственных угодий) до-
пускаются минимальными, причем
в первую очередь следует исполь-
зовать не колхозные земли, а зем-
ли Госфондов. Недопустимо распо-
ложение предполагаемой площадки
для строительства станции в райо-
не залегания полезных ископаемых
или распространения оползней и
осыпей, а в вечной мерзлоте стан-
цию следует строить только па
скальных основаниях. Для обосно-
ванного выбора площадки прово-
дятся топогеодезические изыскания^
инженерно-геологические работы
(изучение режима грунтовых вод и
исследование состава и строения
пород), а также гидрологические и
метеорологические изыскания (де-
бит и уровни источника водоснаб-
жения, паводковые режимы и др);
изучается естественная радиацион-
ная обстановка в районе размеще-
ния АЭС для последующего со-
поставления с ней дальнейших
данных по уровню радиации, наблю-
даемой при эксплуатации АЭС.
Стремление максимально защи-
тить население от воздействия
повышенной радиации при возникно-
вении на АЭС максимальной проект-
ной аварии побудило защитные ме-
роприятия, предусмотренные проек-
том самой АЭС, дополнить нормиро-
ванием минимального расстоянья от
АЭС до ближайшего населенного
пункта: до 25 км при численности
населения до 300 000 человек и до
40 км при численности населения
1 млп. и более. На основе опыта
электростанций можно ожидать в
дальнейшем сокращения требуемых
расстояний от АЭС до городов, что
сделает более перспективным строи-
тельство теплофикационных атом-
ных электростанций.
При выборе площадки для
строительства следует отдавать
208
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
предпочтение участкам с глубоким
стоянием грунтовых вод с мощны-
ми слоями глинистых и суглинис-
тых водоупорных грунтов. Уровень
грунтовых вод предпочтителен не
менее чем па 1,5 м ниже дна под-
земных емкостей, заполняемых ра-
диоактивными отходами. В против-
ном случае, сооружение таких хра-
нилищ удорожается за счет необ-
ходимости производства сложных
гидроизоляционных работ.
Атомную станцию располагают
с подветренной стороны по отноше-
нию к ближайшему населенному
пункту. Участок, отводимый для
АЭС, должен хорошо проветривать-
ся, поэтому при изысканиях сле-
дует особое внимание обращать па
ветровой режим. Вокруг АЭС соз-
даются санитарно-защитная зона и
зона наблюдения, размеры которых
устанавливаются по согласованию
с органами санитарного надзора с
учетом конкретных условий пло-
щадки.
В санитарно-защитной зоне рас-
полагают здания и сооружения под-
собного и обслуживающего назна-
чения: пожарные депо, прачечные,
помещения охраны, гаражи, скла-
ды (за исключением продовольст-
венных), столовые для обслужи-
вающего персонала, административ-
ные и служебные здания, здрав-
пункты, ремонтные мастерские,
транспортные сооружения, сооруже-
ния технического водоснабжения и
канализации, временные и подсоб-
ные предприятия строительства и
т. д. В пределах санитарно-защит-
ной зоны исключается проживание
населения и расположение школ, но
допустимы выпас скота и разме-
щение сельхозугодий.
Вокруг пункта подземного хра-
нения жидких радиоактивных отхо-
дов устанавливают дополнительную
санитарно-защитную зону, ширину
которой выбирают, исходя из мест-
ных гидрогеологических условий,
количества и состава удаляемых
жидких отходов. В пределах этой
зоны запрещается использовать по-
верхностные и подземные воды для
хозяйственно-питьевого и сельско-
хозяйственного водоснабжения.
Территория промышленной пло-
щадки АЭС и ее жилого поселка
должна быть озеленена, а безрель-
совые пути в их пределах — заас-
фальтированы. Кроме того, необхо-
димо предусматривать устройства
или механизмы для периодической
обмывки транспорта и подъездных
путей. При размещении производ-
ственных зданий и сооружений
промышленную площадку станции
условно разделяют на «чистую» зо-
ну и зону возможного загрязнения.
Эти зоны должны четко отделяться
друг от друга, причем предусмат-
риваются устройства для дозиме-
трического контроля и обмывки
транспортных средств и путей
сообщения между зонами.
В зоне возможного загрязнения
располагают главное здание, храни-
лища радиоактивных отходов, спец-
водоочистку, газгольдеры выдерж-
ки, мастерские для ремонта обору-
дования, загрязнение которого воз-
можно. Эти здания должны нахо-
диться с подветренной стороны по
отношению к другим строениям; ад-
министративные помещения и сто-
ловую для эксплуатационного и ре-
монтного персонала располагают в
«чистой» зоне промышленной пло-
щадки; хозяйственно-питьевое и
производственное водоснабжение
разделяют. Связи между зданиями
осуществляются с помощью про-
ходных тоннелей и закрытых эста-
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
209
кад, чтобы обеспечить удобный про-
ход персонала по всей площадке
АЭС.
Для удаления и обезврежива-
ния жидких отходов, не содержа-
щих радиоактивных веществ, соору-
жают хозяйственно-фекальную и
производственно-ливневую канали-
зации. Кроме того, предусматрива-
ют специальную канализацию для
радиоактивных стоков, включаю-
щую в себя собственно технологи-
ческую (трапные воды, растворы
после дезактивации контура тепло-
носителя, воды «активного» дрена-
жа, сбросы из системы теплоноси-
теля и др.), а также стоки от спец-
прачечной, очистных устройств и
др. Жидкие радиоактивные отходы
подают в очистные сооружения,
имеющиеся как в отдельных поме-
щениях, так и в зданиях реакторов.
Трубопроводы с активными жид-
костями прокладывают изолиро-
ванно от других коммуникаций для
локализации возможных аварий и
ликвидации их без нарушения нор-
мальной эксплуатации. Прокладка
этих трубопроводов должна пре-
дусматривать возможность быстро-
го обнаружения утечек. Трубопро-
воды спецканализации малоактив-
ных растворов (до 10-5 Ки/кг)
можно укладывать непосредственно
в грунт с устройством колодцев
через каждые 40—50 м по длине.
Если грунт водонасыщен, то эти
трубопроводы укладывают в кана-
лах (лотках). Трубопроводы для
жидких отходов с активностью
10~4 Ки/кг и более прокладывают
только в железобетонных каналах
(лотках) с надежной гидроизоля-
цией, предотвращающей проникно-
вение раствора в грунт. Каналы
(лотки) снабжают устройстами для
обнаружения и ликвидации проте-
8~500
чек. Все эти коммуникации строят
с уклоном в сторону их опорож-
нения.
Для строительства АЭС реко-
мендуется площадка прямоуголь-
ной формы. Генеральный план
промышленной площадки обосновы-
вает удобное взаимное расположе-
ние всех наземных зданий и под-
земных инженерных сооружений с
учетом организации внутриплоща-
дочного транспорта (автомобиль-
ного и железнодорожного). На ге-
неральном плане должны быть раз-
мещены главное здание станции,
распределительное устройство, по-
высительная подстанция, химводо-
очистка, административно-бытовой
корпус, подсобные здания (мастер-
ские,- склады, гараж и т. п.) и про-
ложены коммуникации водопрово-
дов и канализаций, а также подъ-
ездные железнодорожные и автомо-
бильные пути.
Мощности АЭС в настоящее
время принимаются большими -—
4—6 млн. кВт. Поэтому атомные
электростанции строят очередями,
но генеральный план составляют на
полную мощность.
При использовании оборотного
водоснабжения на генеральном пла-
не предусматривается место для
расположения охладителей для бло-
ков, следующих после первой оче-
реди. Расстояние между градирня-
ми должно быть при расположении
в одном ряду равным 0,5 диаметра
градирни, а между рядами гради-
рен— 0,75 диаметра. Необходимо
выдерживать и расстояние от брыз-
гальных бассейнов и градирен до
всех зданий станции и особенно до
открытого распределительного уст-
ройства. Обычно в зависимости от
силы господствующих ветров и их
направления все основные сооруже-
210
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
ния отдаляют от градирен на 20—
40 м, а подстанцию—-на 40—60 м.
Для брызгальных бассейнов эти
цифры увеличивают соответственно
до 60—100 и 60—120 м. Если эти
условия не будут соблюдены, то
возможен запое в сооружения во-
дяных паров и капельной влаги, ко-
торые могут нарушить эксплуата-
цию и вызвать аварию в зимних
условиях, создав наледи на обору-
довании и линиях электропередач.
Все здания размещают с уче-
том пожарных норм, с обеспече-
нием подъезда к ним. Железнодо-
рожные подъезды к главному кор-
пусу подведены как со стороны ма-
шинного зала, так и со стороны
реакторного помещения. Маслохо-
зяйство и азотно-кислородную стан-
цию для большей пожарной безо-
пасности размещают на окраинах
промышленной площадки с расстоя-
ниями от ближайших сооружений
20—30 м. Их здания сооружаются
на полную мощность АЭС.
Главный корпус станции распо-
лагают на расстоянии не менее 20
м от любого из зданий. Всю терри-
торию АЭС огораживают. Расстоя-
ние от ограды должно быть не ме-
нее 6 м до любого из сооружений
АЭС, кроме брызгального бассейна,
для которого оно увеличивается до
20 м. Кроме того, при сооружении
следующих очередей эксплуатиру-
емая часть должна отделяться ог-
раждением от строящейся, причем
расширение АЭС должно быть ор-
ганизовано так, чтобы не снижать
надежности и безопасности рабо-
ты действующих блоков.
К началу эксплуатации электро-
станции в соответствии с проектом
на территории станции должны
быть закончены и такие работы,
как планировка, благоустройство и
озеленение соответствующей части
территории; устройства для орга-
низованного отвода ливневых вод
от зданий, сооружений и с терри-
тории; автомобильные дороги, по-
жарные проезды и подъезды со
всеми устройствами на них, дре-
нажные и канализационные систе-
мы, хозяйственный, питьевой и по-
жарный водопроводы, средства ту-
шения пожаров, санитарно-бытовые
устройства, канализация и отопле-
ние; сети наружного освещения.
Скрытые под землей водопроводы,
канализационные и теплофикацион-
ные устройства, газопроводы, а так-
же подземные кабели в местах, нс
имеющих постоянных сооружений,
для ориентира должны иметь на
поверхности земли специальные
указатели.
Важным при проектировании
генерального плана АЭС является
вопрос о том, сколько блоков и
сколько очередей размещать в
главном корпусе АЭС. В начале
развития АЭС в одном здании
главного корпуса размещалось не-
сколько блоков, например 1, 2, 3 и
4-й энергоблоки Нововоронежской
АЭС. Габариты здания при этом
получаются меньше, соединитель-
ные коммуникации — короче. Одна-
ко при совместном расположении
блоков в одном здании усложняет-
ся эксплуатация в период строи-
тельства других блоков, хуже раз-
ворот работ для строящегося бло-
ка. Сооружение главных корпусов
для каждого блока отдельно увели-
чивает размер площадки АЭС и
длину коммуникаций. Но большие
удобства такого решения как для
сооружения и монтажа, так и для
эксплуатации привели к тому, что
опо считается предпочтительным,
тем более что единичные мощности
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
211
современных блоков АЭС стали
очень большими — 1 млн. и 1,5
млн. кВт. Для АЭС с РБМК-1000
сомкнуто строятся только два бло-
ка с расположением между ними
спецводоочистки, обслуживающей
оба блока, и расположением на ней
вентиляционной трубы, общей для
двух блоков. Для АЭС с ВВЭР-1000
каждый блок имеет отдельный
главный корпус со своей вентиля-
ционной трубой, а СВО всех бло-
ков (кроме СВО-1 и СВО-3) соору-
жаются в отдельном здании, общем
для всех блоков. На рис. 12.1 пред-
ставлен пример генерального плана
АЭС.
Габариты сооружений самой
АЭС показаны сплошными линия-
ми; пунктирными линиями показа-
ны сооружения, действующие в
период монтажа и демонтируемые
после его завершения. АЭС по рис.
12.1 сооружается четырьмя очере-
дями, каждая мощностью 1000 МВт
с реакторами ВВЭР-1000. Главный
корпус 1 состоит из двух частей
для размещения в них реакторного
и турбинного цехов. Стены этих
двух частей в процессе строитель-
ства нс сомкнуты для прохода меж-
ду ними крана, располагаемого вне
здания, что создает удобство для
строительства и монтажа.
Герметичная защитная цилинд-
рическая оболочка реакторного от-
деления имеет квадратную обстрой-
ку, в которой располагаются вспо-
могательные устройства. На об-
стройке размещена вентиляционная
труба 2 блока. Для всех блоков
сооружен единый корпус спецводо-
очистки 3 со своей наземной вен-
тиляционной трубой 4. Мощность
ее невелика, и она может выпол-
няться как металлической, так и
железобетонной.
Открытая установка трансфор-
маторов 5, примыкающая к главно-
му корпусу со стороны машзала,
соединена с открытым распреду-
стройством 6, из которого выраба-
тываемая АЭС электроэнергия пе-
редается в энергосистему через
ЛЭП. Распредустройство имеет
свое обособленное ограждение. В
непосредственной близости от глав-
ного корпуса в отдельном здании
расположена дизель-генераторная
станция 7, в которой каждый из ее
трех агрегатов (по числу каналов
СОБ, см. рис. 6.11) вместе со всем
вспомогательным оборудованием
размещен в самостоятельной строи-
тельной ячейке, отделенной от со-
седней противопожарной стеной.
Каждый блок имеет свою насос-
ную станцию 8 для подачи из водо-
хранилища в главный корпус охлаж-
дающей воды по подводящему ка-
налу 9 и отводу ее из корпуса
обратно в водохранилище по кана-
лу 10. На рисунке показана струе-
направляющая дамба, препятствую-
щая смешению теплой и холодной
воды.
Техническая вода,, охлаждаю-
щая воду промконтура, имеет от-
дельный от водохранилища охла-
дитель— брызгальные бассейны 11,
расположенные в большом удале-
нии от открытой подстанции. Каж-
дый бассейн обслуживает один
главный корпус. Предусмотрены два
резервных бассейна для возмож-
ности отключения и очистки рабо-
тающих бассейнов.
На АЭС имеется единый вспо-
могательный корпус 12, в котором
располагаются механические мас-
терские и химводоочистка с от-
дельно вынесенным складом сухих
солей 18.
Азотно-кислородная станция 13
8*
Водохранилище-охладитель
Плотина
водохранилища-охладителя
База
автохозяйства. -----
| меха- | ОГМ, lb-
|низации| ОГЭ ।
[Участок— — — —.
|,.Союзэнергозащита‘‘| Газовое
|Складское хозяйство][хозяйство J \
[генподрядчика^ •
। Складское хозяйство дирекции |
Учасюк металлом онтажа
j Участок гепломонтажных работ
Площадка генподрядчика j |
^Участок
(электромонтажных раб"от[ ,— ------>
--------— =Гг=т-_=-= = ^ Бетоно-
I Администра- II Пионерная I растворное
□ 21 |тивно-бытовой|1 база 1| хозяйство
____комплекс___11>—-------14— — — —
Отдельные сооружения {
Железная дорога {
Ограждения
- постоянные;
- на период монтажа
- постоянная;
- на период монтажа
Рис. 12.1. Генеральный план АЭС общей мощностью 4 млн. кВт с реакторами ВВЭР-1000;
/ — главные корпуса; S — блочная насосная станция; 26 — административно-бытовой комплекс;
2 вентиляционная труба блока; 9— подводящий капал; 77 сооружения хозяйственно-питьевою водо-
3 — корпус спецводоочистки; 10 — отводящий канал; провода;
4 _вентиляционная труба корпуса спецводо 11 —- брызгальный бассейн; /3 — склад сухих солей;
очистки; ' /2 — объединенный вспомогательный корпус; 19— тламоотвал;
5 — открытая установка трансформаторов; 13 — азотно-кислородная станция; 20 — гараж;
6 _ открытое распредустройство; /-/ — объединенное маслохозяйство; 21 — пожарное депо;
7 — дизель-гсиераториая станция; 15 — пускорезервная котельная; 22 — канализационные очистные сооружения
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
213
размещена в отдельном здании для
большей пожарной безопасности.
То же относится и к объединенно-
му мазутомаслохозяйству 14, вбли-
зи от которого расположены пожар-
ное депо 21 и небольшая пускоре-
зервная котельная 15, работающая
на мазуте. Ее используют для пус-
ковых операций, по в особо холод-
ные периоды пар может подавать-
ся в пиковые подогреватели сете-
вой воды.
При проведении химических
предпусковых очисток получается
довольно большое количество не-
радиоактивных вод. Для их отстоя
предусмотрен шламоотвал 19. За
пределы площадки АЭС вынесены
канализационные очистные соору->
жения 22, располагаемые вблизи
водохранилища.
На рис. 12.1 показаны также ог-
раждение территории АЭС и же-
лезнодорожные пути, имеющие дву-
сторонние въезды в каждый глав-
ный корпус.
Монтажная площадка непосред-
ственно примыкает к территории
АЭС. Она рассчитана на сооруже-
ние также и жилого поселка.
12.2. КОМПОНОВКА ГЛАВНОГО
КОРПУСА АЭС
Компоновка — это взаимное рас-
положение в строительных конст-
рукциях здания отдельных агрега-
тов, связанных между собой еди-
ным технологическим процессом.
Наибольшее внимание уделяется
компоновке главного корпуса. Под
главным корпусом понимается зда-
ние, в котором располагается ос-
новное технологическое оборудова-
ние— реактор, парогенераторы,
турбины, конденсаторы, электро-
генераторы и все вспомогательное
оборудование, непосредственно свя-
занное с ними.
Компоновка главного корпуса
подчинена основному гигиеническо-
му принципу подразделения на зо-
ны (см. § 11.1). В составе зоны
строгого режима главного корпуса
имеются помещения необслужива-
емые, в которых разрешается только
периодическое пребывание людей
во время работы реактора. Компо-
новка главного здания должна
предусматривать вход в помещения
зоны строгого режима только через
санпропускник. Для прохода после
останова реактора из полуобслужи-
ваемых помещений в необслужи-
ваемые имеется санитарный шлюз.
Для доставки материалов, оборудо-
вания, приборов и инструментов в
зону строгого режима предусматри-
вают отдельные входы и транспорт-
ные въезды с механизированной
разгрузкой.
В главном корпусе к зоне стро-
гого режима относят: центральную
часть зала с реактором и смонтиро-
ванным на нем оборудованием, шах-
ты перегрузки и выдержки, а так-
же помещения, в которых распола-
гают оборудование и проходят тру-
бопроводы контура радиоактивного
теплоносителя. В эту же зону вхо-
дят помещения, где проводят ра-
боты, связанные с вскрытием за-
грязненного оборудования или со-
провождающиеся периодическим
загрязнением радиоактивными ве-
ществами.
К зоне свободного режима от-
носят операторские щитовые и дру-
гие помещения, предназначенные
для постоянного пребывания людей.
Здесь влияние ионизирующей ра-
диации на обслуживающий персо-
нал за шестичасовой рабочий день
не превышает допустимых норм.
214
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
Машинный зал двух- и трехкон-
турных АЭС считается зоной сво-
бодного режима, а одноконтурных
(т. е. с подачей радиоактивного па-
ра)— зоной строгого режима. Вход
Рис. 12.2. Удельная кубатура зданий глав-
ного корпуса в зависимости от мощности
реактора типа ВВЭР
в помещения зоны свободного ре-
жима .предусматривают через быто-
вые помещения обычного типа^
Удельная кубатура здания
(м3/кВт)—один из показателей со-
вершенства компоновки. Увеличе-
ние единичной мощности основных
агрегатов станции способствует сни-
жению этого значения, как это
видно, например, из рис. 12.2.
Каркас главного здания, воспри-
нимающий все нагрузки от оборудо-
вания и передающий их на фунда-
менты, обычно выполняют в сборном
железобетоне. Глубина залегания
и размеры фундамента опреде-
ляются свойствами грунта и нагруз-
ками от оборудования с учетом
монтажных нагрузок. Колонны кар-
каса здания устанавливают с ша-
гом 6 или 12 м в продольном на-
правлении; в поперечном — расстоя-
ние между колоннами определяет-
ся пролетом помещения. Через
каждые 48—96 м предусматривают
температурные швы. Для устойчи-
вости здания в продольном направ-
лении колонны соединяют между
собой балками, в поперечном на-
правлении устойчивость обеспечи-
вается ригелями, по верху которых
укладывают ребристые плиты, обра-
зующие межэтажные перекрытия.
Кровельные перекрытия делают из
специальных плит, уложенных по
фермам. Стеновое заполнение меж-
ду колоннами выполняют из желе-
зобетона или армопенобетоппых
панелей.
Для уменьшения требуемого ко-
личества строительных материалов
(в особенности дефицитных), со-
кращения сроков строительства и
удешевления строительной части
станции площадь и периметр стен,
а также высота и объем главного
здания должны быть минимальны-
ми. Это достигается прежде всего
компактным расположением обору-
дования, сокращающим длину всех
соединительных трубопроводов и
облегчающим обслуживание одно-
типного оборудования.
К началу выполнения основных
монтажных работ строительные ра-
боты должны быть сделаны в мак-
симальном объеме. Одновременно
со строительством монтируют обо-
рудование, требующее больших
монтажных проемов, — корпус ап-
парата, парогенераторы, опоры
ГЦН, компенсатор объема, мосто-
вые краны и др. Для монтажа обо-
рудования, не проходящего в люки
и двери, в строительных конструк-
циях предусматривают временные
монтажные проемы.
ГВыбор типа главного здания и
компоновка оборудования в нем
оказывают большое влияние на на-
дежность и экономичность работы
электростанции, на удобства экс-
плуатации, условия труда персона-
ла, а также позволяют полностью
механизировать и автоматизировать
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
215
производственные процессы. Компо-
новка оборудования в главном зда-
нии АЭС должна предусматривать
и обеспечивать:
1) надежную, безаварийную и
безопасную эксплуатацию оборудо-
вания и выполнение специальных
санитарных норм проектирования и
эксплуатации АЭС;
2) удобство эксплуатации с наи-
меньшим числом эксплуатационно-
го персонала;
3) возможность проведения ре-
монтных работ в короткие сроки с
высоким качеством;
4) удобство монтажа оборудо-
вания и механизацию всех основ-
ных работ;
5) наиболее целесообразную
связь между цехами главного зда-
ния и главного здания с другими
объектами станции, а .также с
подъездными путями.
Удовлетворение большей части
этих требований наилучшим обра-
зом обеспечивается при соблюдении
для компоновки оборудования ло-
гической последовательности техно-
логической схемы станции. При
этом однотипные элементы распо-
лагают так, чтобы обеспечивалась
легкость ориентации и правиль-
ность действий эксплуатационного
персонала, особенно в аварийной
обстановке. Взаимное размещение
связанных между собой устройств
и оборудования должно предупреж-
дать возможность нарушения тех-
нологического процесса.
Особое значение при компонов-
ке приобретает доступность обору-
дования и относящихся к нему ком-
муникаций для ремонта, с чем свя-
зано также продуманное располо-
жение проходов, лестниц, площадок
и подъемно-транспортных устройств.
Для монтажа и ремонта оборудо-
вания устанавливают грузоподъем-
ные механизмы (мостовые краны,
элсктротали и др.). В машинный
зал и реакторный цех вводят же-
лезнодорожный путь широкой ко-
леи для транспорта тяжелых час-
тей оборудования, как это показано
на рис. 12.1. В главном здании
предусматривают грузовые и пасса-
жирские лифты для подъема на
верхние этажи, а также необходи-
мые емкости для соответствующих
запасов питательной воды и конден-
сата и другие баки, необходимые
для надежности технологического
процесса электростанции.
Важным объектом, располагае-
мым в главном здании, является
блочный щит управления (БИТУ).
Размещение на нем наглядной схе-
мы оборудования и контрольно-из-
мерительной аппаратуры для всех
параметров основных установок
блока, организация рабочих мест и
их освещенность должны обеспечи-
вать четкое и легкое управление
технологическим процессом. С уче-
том важности его функционирова-
ния на случай возникновения пожа-
ра па БЩУ на АЭС сооружается
резервный щит управления (РЩУ),
который не следует располагать
вблизи БЩУ.
В непосредственной близости к
обслуживаемым агрегатам должна
быть обеспечена допустимая (невы-
сокая) температура воздуха. Это
необходимо учитывать при компо-
новке и особенно при трассировке
паропроводов.
При расширении АЭС целесооб-
разно принимать для последующих
очередей принципиально такую же
компоновку, как и для первой, так
как эксплуатация однотипного обо-
рудования проще и потому надеж-
нее. Однако сохранение тех же ре-
216
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
Шений, что и для первой очереди,
целесообразно только в том случае,
если основное оборудование исполь-
зуется не только того же типа, но i
и той же единичной мощности.
12.3. КОМПОНОВКА МАШИННОГО
ЗАЛА
Оборудование турбинного цеха
размещают на двух уровнях: на-
верху— обычно турбину, генератор
и возбудитель, внизу — конденсато-
ры, циркуляционные и конденсат-
ные насосы, регенеративные и про-
чие подогреватели. В конце ма-
шинного зала оставляют монтаж-
ный проем, позволяющий вести ре-
монтные и монтажные работы внизу
(на уровне отметки земли). Конден-
сационное и вспомогательное обору-
дование может обслуживаться тем
же краном, что и турбогенераторы.
Для монтажа и ремонта турбогене-
раторов машинный зал должен
быть оборудован мостовыми крана-
ми с грузоподъемностью, соответ-
ствующей весу статора генератора
или самой тяжелой части турбины,
поднимаемой при ремонте, если
монтаж статора генератора произ-
водится специальным приспособле-
нием.
Машинный зал может быть с
продольным расположением турбин
относительно его длины. Продоль-
ное расположение выполняют толь-
ко «цугом», т. е. один турбогенера-
тор за другим. Встречное продоль-
ное расположение турбин, т. е. раз-
мещение с регулирующими органа-
ми, обращенными друг к другу, не
применяют, так как вспомогатель-
ные устройства каждых двух тур-
бин при этом будут иметь зеркаль-
ное, а не одинаковое расположение,
что может вызвать ошиоки эксплуа-
тационного персонала.
Основные размеры машинного
зала — высота, длина и пролет
(ширина). Длина и пролет зависят
от числа и мощности турбин. Для
одних и тех же исходных условий
при продольном размещении турбин
длина машинного зала больше, а
пролет меньше, чем при поперечном
расположении. Уменьшение проле-
та упрощает строительные кон-
струкции, уменьшает массу и раз-
меры мостового крана, улучшает
освещенность. При поперечном раз-
мещении сокращается длина паро-
проводов из реакторного (или реак-
торно-парогенераторного) цеха к го-
ловному цилиндру турбины. Рас-
положение паровпуска в сторону
реакторного зала, а генератора в
сторону фасадной стены машинного
зала обеспечивает удобство вывода
токопроводов к повышающим тран-
сформаторам (см. рис. 12.1 и 12.4).
Современные строительные кон-
струкции электростанции и особен-
но конструкции мостовых кранов
позволяют делать максимальный
пролет машинного зала равным 54 м.
Для турбин на насыщенном па-
ре продольное расположение, как
правило, предпочтительнее. При оп-
ределении пролета машинного зала
с продольно расположенными тур-
бинами не следует стремиться к
предельному уменьшению пролета,
так как это вызовет увеличение
продольных размеров зала; необхо-
димо учитывать площади для рас-
положения оборудования, проходы
для обслуживания, габариты выема
трубок конденсатора и выкатки га-
зоохладителей генераторов, габари-
ты выема ротора генератора и др.
Пролет машинного зала при попе-
речном расположении турбин стре-
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
217
мятся по возможности уменьшить,
особенно для мощных турбин.
Для современных блоков
ВВЭР-1000 устанавливают одну
турбину, для АЭС с РБМ.К-1000 и
РБМК-1500 — по две турбины с рас-
стояниями между их осями 90 м.
Верхний этаж машинного зала
называют обычно турбогенератор-
ным, нижний — конденсаторным,
так как в основном он занят кон-
денсаторами. В связи с необходи-
мостью температурных расширений
выхлопного патрубка турбины, сое-
диненного с корпусом конденсато-
ра, последний опирается обычно на
пружинные опоры (рис. 12.3). Кор-
пус конденсатора, опирающийся на
пружины, в процессе монтажа, под-
Рис. 12.3. Пружинная опора конденсаторов
при подвальном расположении:
1 — установочные планки;
2 — отжимные болты;
3—опорная лапа, приваренная к корпусу конден-
сатора
ворачивая болты 2, подводяг к вы-
хлопному патрубку турбины и при-
варивают к нему. Затем монтируют
установочные планки. В работе
при расширении выхлопного па-
трубка корпус конденсатора опу-
скается и сжимает пружину.
Для одноконтурных станций
нижняя (водяная) часть конденса-
тора закрывается биологической за-
щитой. Пол конденсаторного поме-
щения находится, как правило, на
уровне планировки земли. В кон-
денсаторном помещении располага-
ют все регенеративные и сетевые
подогреватели с приданными им се-
тевыми, конденсатными и питатель-
ными насосами.
В верхней части конденсаторно-
го помещения, непосредственно под
площадками турбогенератора, про-
кладывают основные паропроводы,
подводящие свежий пар к турбине.
Компоновка вспомогательного обо-
рудования (взаимное расположение
питательных насосов и подогрева-
телей высокого давления, распреде-
лительных паровых коробок и па-
ровпускных органов турбины, подо-
гревателей низкого давления по от-
ношению к фланцам патрубков от-
бора пара из турбины и других аг-
регатов) делается с учетом удоб-
ства трассировки и компенсирую-
щей способности соединительных
трубопроводов.
Оборудование, связанное с внеш-
ними выходами (циркуляционные
насосы, подогреватели и насосы се-
тевой воды и т. п.), устанавливают
у наружной стены машинного зала.
Размещение подогревателей регене-
ративной системы зависит от рас-
положения турбогенераторов уста-
новки.
Для обслуживания вспомогатель-
ного оборудования, установление-
218
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
го в конденсаторном помещении, ис-
пользуют мостовой кран машинного
зала, причем снимают соответствую-
щие металлические площадки у тур-
богенераторов. Через конденсатор-
ное отделение проходит также фун-
дамент турбогенераторов. Высота
его (отметка площадки обслужива-
ния вокруг турбогенератора) опре-
деляется в основном размерами
конденсатора: в зависимости от
мощности турбогенераторной уста-
новки она составляет 7—12 м. Вы-
сота установки мостового крана, а
следовательно, и высота всего ма-
шинного зала определяются воз-
можностью транспортировки обору-
дования на монтажную площадку,
а также требуемым пространством
для выемки трубок вертикальных
теплообменных аппаратов.
Верхний и нижний этажи ма-
шинного зала у каждой турбины
соединяют системой металлических
лестниц. В турбогенераторном по-
мещении со стороны паровой турби-
ны для ее обслуживания размещают
рабочую площадку с тепловыми
щитами и приводами основной ар-
матуры трубопроводов и некоторы-
ми вспомогательными устройствами
(пароэжекторная машина и др.). Со
стороны электрического генератора
оставляют свободное место для
электрических выводов генератора,
выемки его ротора и установки га-
зового охлаждения.
Для больших выходных площа-
дей проточной части турбины под-
вальное расположение конденсато-
ров приводит к значительному из-
менению проходных сечений для па-
ра при его поступлении в конденса-
тор. Наибольшие выходные площа-
ди турбины характерны для мощ-
ных (1000 МВт и более) тихоход-
ных машин (см. табл. 7.3). Для та-
ких условий может оказаться целе-
сообразным отказ от подвального
расположения конденсаторов и пе-
реход к боковому расположению.
При этом сечения для входа пара в
конденсатор существенно увеличи-
ваются. Компоновочно появляется
возможность размещения боковых
конденсаторов на двух отметках
(см. рис. 8.13). При этом каждая
часть бокового конденсатора полу-
чается более компактной, а вклю-
чение их последовательно по охлаж-
дающей воде позволяет при преж-
нем вакууме второго по ходу воды
конденсатора получить в первом по
ходу воды и, следовательно, в це-
лом для конденсатора более глубо-
кий вакуум в тех же пределах тем-
ператур охлаждающей воды.
При боковом расположении кон-
денсатора иначе решается и вопрос
об опорах конденсаторов (см.
рис. 8.13). Напомним, что для одно-
контурных АЭС боковое расположе-
ние конденсаторов неприемлемо,
так как вызывает необходимость
подведения под биологическую за-
щиту нс только ЦСД, но и ЦНД
турбины, т. е. всей турбоустановки.
12.4. КОМПОНОВКА РЕАКТОРНОГО
И РЕАКТОРНО-ПАРОГЕНЕРАТОРНОГО
ЦЕХОВ
Компоновку реакторно-парогене-
раторного цеха двухконтурных
АЭС с ВВЭР выполняют внутри
герметичной защитной железобе-
тонной оболочки. Для реактора
ВВЭР-1000 диаметр цилиндриче-
ской " части 47,7 м, высота 67,5 м.
В верхней части она перекрыта
сферическим куполом. Оболочка
обеспечивает совместно с другим
оборудованием (см. рис. 6.11) ра-
диационную защиту в период АША
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
219
и биологическую защиту в нормаль-
ной эксплуатации. Внутри защит-
ной оболочки герметичных помеще-
ний не делают, а сооружают биоло-
гическую защиту в основном из же-
лезобетона. К ней относятся круго-
вая железобетонная стена толщи-
ной 1—1,5 м между реактором и
парогенераторами, перекрытия, сте-
ны бассейна выдержки.
В прежние годы защитная обо-
лочка считалась обязательной толь-
ко для ВВЭР-1000, а реактор
ВВЭР-440 сооружался без нее. В на-
стоящее время защитная оболочка
сооружается и на АЭС с ВВЭР-440.
Корпус реактора двухконтурной
АЭС располагается в железобетон-
ной шахте, герметично отделяющей
его от остального оборудования и
являющейся не только биологиче-
ской защитой, по и фундаментом
для корпуса. Заглубление реактора,
применявшееся ранее, в современ-
ных компоновках не используется.
Это существенно ускоряет и уде-
шевляет строительство, так как не
требует рытья котлована. Кроме то-
го, снимается влияние грунтовых
вод как в период строительства, так
и в эксплуатации, когда грунтовые
воды могут проникать в боксы, соз-
давая дебалансовые воды и необхо-
димость их дезактивации. Гидро-
изоляция становится безнапорной,
исключаются работы по дренажу
основания.
Для проведения перегрузки топ-
лива между крышкой и верхним за-
щитным колпаком реактора как
продолжение шахты реактора обра-
зуется бассейн перегрузки. В связи
с необходимостью съема крышки
корпуса для целей перегрузки в ре-
акторно-парогенераторном цехе не-
обходимы мостовой кран и резерви-
рование места, на которое опускает-
ся снятая крышка. Второй кран
меньшей грузоподъемности исполь-
зуется для всех остальных опера-
ций.
В современных компоновках рс-
акторно-парогенераторного цеха
АЭС с ВВЭР-440 гидравлическая
часть ГЦН опущена под железобе-
тонное перекрытие и установлена на
подвижной раме с шариковыми опо-
рами. Там же расположены глав-
ная запорная задвижка и главные
трубопроводы реакторного контура.
Электродвигатель насоса и электро-
привод главных задвижек размеще-
ны выше железобетонного перекры-
тия. Это позволяет во время рабо-
ты реактора осматривать верхнюю
динамическую часть насоба, прослу-
шивать работу электроприводов
главных задвижек и, если необходи-
мо, демонтировать для ремонта
съемную часть (электродвигатель с
рабочим колесом) ГЦН остановлен-
ной петли.
Реактор РБМК одноконтурной
АЭС не имеет единой биологичес-
кой защиты, так как ее размеры бы-
ли бы существенно больше, чем у
корпусных реакторов той же мощ-
ности. Вместо единой биологической
защиты оборудование реакторного
цеха для РБМК заключено в сис-
тему отдельных бетонных боксов.
12.5. ПРИМЕРЫ СОВРЕМЕННЫХ
КОМПОНОВОК АЭС С ВВЭР-1000
И АЭС С РБМК-1000
На рис. 12.4 представлена ком-
поновка АЭС с ВВЭР-1000 и одной
турбиной, на рис. 12.5 — АЭС с
РБМК-1000 и двумя турбинами, на
рис. 12.6 —- продольный разрез по ре-
акторным отделениям двух блоков
РБМК-ЮОО с расположением меж-
ду ними корпуса СВО.
5 — реактор с бассейном перегрузки;
6 — вентиляционная труба;
7 — мостовой полпоповоротный кран;
8 — парогенератор;
9 — электродвигатель ГЦН;
10 — бассейн выдержки;
11 - транспортно-технологическая часть;.17
12 — гидроаккумулирующие емкости;
13 — ПВД;
14 — питательные турбонасосы;
15 — деаэратор;
16 — ПНД;
17 — въездные пути;
18 — возбудитель электрогенератора;
19 — электрогенератор;
20 — ЦНД;
21 - ЦСД;
22 — СПП
Рис. 12.5. Поперечный разрез по АЭС
/ — конденсатный насос первого подъема;
2 — СПП;
3 — турбина;
4 — конденсатор;
5 — мостовой кран;
6 — ПНД;
7 — трубопроводный коридор;
8 — БРУ-К;
9 — блочный щит управления (БЩУ);
10 — подщитовое помещение;
11 — помещение распредустройства собствен-
ных нужд;
с РБМК-ЮОО:
12 — помещение приточных вентиляторов ре-
акторного отделения;
/3 —общий вытяжной вентиляционный центр:
14 — помещение воздуховодов;
/5 —кран обслуживания ГЦН;
16 — электропривод ГЦН;
17 — бассейн-барботер;
18—помещение системы охлаждения железо-
бетонных конструкций;
19— помещение иижних водяных коммуника-
ций;
20 — раздаточные групповые коллекторы;
2! — помещение обслуживания РГК;
22 — пароводяные коммуникации (ПВК);
23 — барабаны-сепараторы;
24 — стальная выхлопная труба;
25 — стальная вентнляционна труба;
26 — мостовой кран;
27 — разгрузочно-загрузочная машина (РЗМ);
28 — реактор;
29 — группы клапанов бассейна-барботера;
30 — помещение вспомогательных систем реак-
торного отделения
Рис. 12.6. Продольный разрез по реакторному отделению АЭС с РБМК-1000:
/ — помещение системы очистки гелия;
2 — транспортный коридор;
3 — помещение систем контроля герметично-
сти оболочек твэлов (КГО) и контроля
целостности технологических каналов
(КЦТК);
4 — приточные вентиляторы реакторного отде-
ления;
5 — разгрузочно-загрузочная машина (РЗМ);
6 — реактор;
7 — подреакторное помещение;
8 — помещение системы охлаждения каналов
СУЗ;
9 — бассейн-барботер;
10 — бассейн выдержки ТВС;
И — транспортно-технологическая часть;
12 — помещения спецводоочисток;
13— помещения установки подавления актив-
ности (уплк);
14 — вентиляционная труба
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
223
Состав этих компоновок приве-
ден достаточно подробно в подрису-
ночных подписях. Однако па их ос-
нове целесообразно сделать некото-
рые сопоставления для двух типов
АЭС.
Сравнение рис. 12.4 и 12.5 пока-
зывает, что реактор ВВЭР-1000 поз-
воляет выполнить АЭС в меньших
строительных габаритах как в це-
лом по станции, так и в отношении
герметичных помещений.
Г идроаккумул ирующие емкости
(см. рис. 12.4) располагаются не-
посредственно в реакторном отде-
лении. Для АЭС с РБМК (см.
рис. 12.5) это сделать не удается
из-за затеснеиия компоновки, поэ-
тому они вынесены в отдельное по-
мещение 30, откуда вода при ава-
рии подается -к раздаточным груп-
повым коллекторам 20. В помеще-
нии 30 находятся также баки «гряз-
ного» конденсата, опорожнения и
аварийного запаса воды. Для ком-
поновки по рис. 12.4 эти баки рас-
полагаются в помещении под гер-
метичной защитной оболочкой, т. е.
ниже отметки ^13.
Для АЭС с ВВЭР вентиляцион-
ная металлическая труба располо-
жена на обстройке герметичной обо-
лочки. В обстройке герметичной
оболочки в ее разных углах распо-
ложено основное оборудование всех
вспомогательных систем безопаснос-
ти (см. рис. 6.11). Поэтому в случае
падения на АЭС с воздуха больших
предметов может быть выведена из
строя только одна система с сохра-
нением двух других в работоспособ-
ном состоянии.
Для АЭС с РБМК-Ю00 металли-
ческая вентиляционная труба, еди-
ная для обоих блоков, расположена
на корпусе СВО. Рис. 12.6 представ-
ляет собой разрез по центру реакто-
ра по рис. 12.5.
Показанные на рис. 12.5 метал-
лические выхлопные трубы имеют
Рис. 12.7. Компоновочно-конструктивная схема конденсационного устройства бассейна-
барботера:
/—ГЦН; 3—реактор; 4, 5 — трубы подачи пара на
2 — РГК; конденсацию
224
Глава 12. Генеральный план АЭС и компоновка главного корпуса
своим назначением выброс в атмос-
феру пара, который мог бы скопить-
ся в помещении над барабанами-
сепараторами при аварийном раз-
рыве одного из расположенных там
трубопроводов. Количество этого
пара невелико, радиоактивность его
очень мала, и такой выброс допус-
тим. Он необходим во избежание по-
вышения давления в негерметичных
помещениях и разрушения строи-
тельных конструкций.
Для пояснения конструктивного
выполнения элементов бассейна-
барботера в компоновках АЭС с
РБМК, в дополнение к рис. 12.5,
12.6 и 6.12, па рис. 12.7 приведена
его компоновочно-конструктивная
схема (см. 17 на рис. 12.5).
Как это видно из рис. 12.7, бас-
сейн-барботер оборудован системой
труб 4 и 5, имеющих диаметр в
верхней части 400 мм, а в нижней —
280 мм. Общее число этих труб —
776. Общий объем бассейна барбо-
тера 15 000 м3.
Бассейн-барботер и примыкаю-
щие к нему помещения, обведенные
на рис. 12.5 утолщенными линиями,
представляют собой прочноплотный
бокс, рассчитанный на восприятие
избыточного давления, равное
0,25—0,33 МПа; на избыточное дав-
ление 0,08 МПа рассчитывается
прочноплотный бокс, расположен-
ный выше—здесь размещено обо-
рудование, которое может быть ис-
точником МПА.
Для АЭС с ВВЭР-1000 на избы-
точное давление 0,45 МПа при МПА
рассчитана герметичная защитная
оболочка выше отметки ф 13,0 (см.
рис. 12.4).
Так как АЭС состоит обычно из
нескольких блоков, то кроме БЩУ
и РЩУ каждого блока на АЭС име-
ется также центральный щит управ-
ления (ЦЩУ), на котором разме-
щены наглядные схемы и основные
параметры работы всех блоков.
С ЦЩУ осуществляется выдача
электроэнергии в систему и распре-
деление нагрузки между блоками.
Первоначально ЦЩУ располага-
ли в главном здании первого блока.
В настоящее время считается более
правильным располагать ЦЩУ в
самостоятельном здании, отдельно
от главных корпусов блоков.
Важными для АЭС являются
вопросы пожарной безопасности.
Они учитываются не только при
разработке генерального плана АЭС
(см. § 12.1), но и при компоновке
блоков АЭС, с обязательной уста-
новкой систем обнаружения и туше-
ния пожаров. Автоматическое вклю-
чение последней дублируется дис-
танционным ее включением со
щитов управления: с БЩУ для по-
мещений блоков и с ЦЩУ для про-
чих помещений.
С точки зрения’ пожарной безо-
пасности при компоновке особое
внимание уделяется установкам:
маслохозяйства турбин и ГЦН (на-
порные маслопроводы выполняют из
бесшовных труб повышенной проч-
ности и с минимальным числом
фланцевых соединений); водород-
ного охлаждения электрогенерато-
ров (ресиверы для хранения водо-
рода размещают вне главного кор-
пуса на огражденной площадке, а
выпуск водорода в атмосферу про-
изводят на высоте не менее 2 м над
кровлей машзала); кабельных по-
мещений; систем обеспечения безо-
пасности (см. § 6.4). Строительные
конструкции двух последних сис-
тем, так же как и помещений для
регенерации и очистки масла, дол-
жны выполняться несгораемыми, с
пределом огнестойкости не менее
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
225
1,5 ч. Еще более высокие требова-
ния по огнестойкости ограждения
(не менее 2,5 ч) предъявляются к
помещениям, в .которых хранятся
ядерпоо горючее и отвержденные
жидкие радиоактивные отходы или
находятся фильтры сорбции радио-
активных золей.
По электропитанию установки
автоматического пожаротушения
отнесены к первой категории.
ГЛАВА 13
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ
ДЛЯ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
13.1. НЕОБХОДИМОСТЬ УЧАСТИЯ
АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ
В ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ
Промышленность и население
необходимо снабжать не только
электроэнергией, но и теплотой.
Аналогично передаче электроэнер-
гии по электрическим сетям, для
подачи теплоты к потребителям су-
ществуют тепловые сети. Основным
носителем теплоты для горячего во-
доснабжения и отопления является
горячая вода. Соответствующая схе-
ма установки теплоснабжения по-
казана на рис. 13.1 для случая,
когда тепловая сеть представляет
собой замкнутый контур*, образо-
ванный подающей и обратной ма-
гистралями. Для циркуляции воды
предусмотрен сетевой насос. Для
восполнения убыли воды в связи с
ее утечками и расходованием на
бытовые нужды предусмотрена ус-
тановка подготовки добавочной во-
ды.
* В связи с наличием двух магистра-
лей, подающей и обратной, такая система
носит название двухтрубной, в отличие от
применяемой также однотрубной, когда
возврата воды от потребителей пет и соот-
ветственно нет обратной магистрали, т. е.
система разомкнута.
Вода подогревается в нескольких
последовательных сетевых подогре-
вателях. В теплоэнергетике СССР
принято осуществление этого подо-
грева в основном за счет теплоты
пара, частично проработавшего в
турбине. Поэтому кроме конденса-
ционных электростанций развива-
ются также теплоэлектроцентрали
(ТЭЦ). Теплофикация, т. е. комби-
нированная выработка электроэнер-
гии и теплоты, является характер-
ной чертой отечественной энергети-
Рис. 13.1. Схема установки теплоснабже-
ния:
1 — сетевой насос;
2 — основной сетевой подогреватель:
3 — греющая среда основного сетевого подогре-
вателя;
4 — пиковый сетевой подогреватель;
5 — греющая среда пикового сетевого подогрева-
теля;
6 — подающая магистраль сетевой воды;
7 — тепловой потребитель;
8 — обратная магистраль сетевой воды;
9 — продувка тепловой сети;
10—подпиточный сетевой иасос;
И — установка подготовки добавочной воды теп-
лосети
226
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
ки. По развитию теплофикации
СССР занимает первое место в ми-
ре. Смысл теплофикации — в ис-
пользовании отборного пара турбин
в качестве греющей среды 3 и 5 в
Рис. 13.2. Баланс теплоты в системе АТЭЦ
подогревателях сетевой воды 2 и 4
для получения горячей воды для
отопления или водоснабжения или
пара для технологических нужд.
Конденсат греющего отборного па-
ра возвращается в цикл станции,
т. е. работа теплообменников сис-
темы теплоснабжения аналогична
регенеративным подогревателям.
Поэтому сказанное в гл. 3 о термо-
динамических преимуществах реге-
неративного подогрева конденсата
и питательной воды в атомной
энергетике в полной (и даже еще
в большей) мере относится к теп-
лообменникам системы теплоснаб-
жения. Преимущества АТЭЦ можно
проследить, сопоставив рис. 13.2 с
рис. 3.10, а. Отбор в систему тепло-
фикации пара, частично отработав-
шего в турбине, приводит к резко-
му уменьшению отвода теплоты в
конденсаторе. Это существенно по-
вышает КПД АТЭЦ в сравнении с
АЭС, но уменьшает расход пара,
продолжающего работать в турби-
не. В результате уменьшается выра-
ботка электроэнергии. Однако это
не противоречит повышению терми-
ческой эффективности ТЭЦ в срав-
нении с ТЭС, так как ТЭЦ отпус-
кает полезную энергию не только в
виде электроэнергии, но и в виде
теплоты.
Так как теплопотреблснис, осо-
бенно для отопления, резкоперемен-
но в зависимости от наружных ус-
ловий, то обычно подогреватели во-
ды, устанавливаемые на ТЭЦ,
рассчитывают на средние темпера-
турные условия, а в периоды крат-
ковременного снижения температур
воздуха в работу включаются пи-
ковые сетевые подогреватели, гре-
ющей средой для которых являет-
ся редуцированный свежий пар, или
воду теплосети после основных се-
тевых подогревателей пропускают
через водогрейные котлы, обогре-
ваемые продуктами горения органи-
ческих топлив (обычно газ или ма-
зут). Отношение подогрева сетевой
воды за счет теплофикационных
отборов к максимальному общему
ее подогреву, т. с. с учетом исполь-
зования редуцированного свежего
пара или водогрейных котлов, назы-
вается коэфициентом теплофика-
ции:
аТЭЦ ~ Qot/Qt.d. (13.1)
При использовании только теп-
лофикационных отборов турбины
«тэц = 1. При использовании только
районных котельных* па органи-
ческом топливе атэц—0- Оптималь-
ное значение атэц определяется из
технико-экономических расчетов,
* Сооружают такие котельные в круп-
ных городах при отсутствии баланса в
электро- и теплоснабжении.
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
227
учитывающих, что недогрузка отбо-
ров В период, когда ^вОзд.нар>
>^возд.расч.от, Приводит К СНИЖе-
нию экономичности работы турби-
ны. Поэтому из отборов покрывают
лишь ту часть тепловой нагрузки,
которая требуется потребителю
большую часть времени. Обычно
«тэц =0,5 ч- 0,6.
Длительное время задачи тепло-
снабжения перед атомной энерге-
тикой не ставились и атомные стан-
ции строились только как конденса-
ционные. Как было сказано во
введении, одной из основных при-
чин развития электроснабжения от
атомных электростанций явился де-
фицит органического топлива в ев-
ропейской части СССР. Но это вер-
но и для целей теплоснабжения.
Поэтому после освоения АЭС. т. е.
конденсационных атомных электро-
станций, в последние годы перед
атомной энергетикой встал вопрос
об участии ее не только в электро-
снабжении, но и в теплоснабжении.
Некоторые определенные шаги в
этом направлении атомная энерге-
тика сделала уже в самом начале
своего развития. Так, как это вид-
но, например, из рис. 9.17 и 9.18,
действующие АЭС имеют в своем
составе подогреватели сетевой во-
ды, обеспечивающие теплотой со-
ответствующие установки самой
АЭС и ее жилого поселка. Так, на
АЭС с РБМК-1000 для каждой из
турбин мощностью 500 МВт отпуск
теплоты равен 200 ГДж/ч. Можно
также указать на длительную ус-
пешную эксплуатацию первой в ми-
ре атомной установки Билибинской
АТЭЦ. Однако использование ядер-
ного топлива для теплоснабжения
сложнее, чем для электроснабже-
ния. Протяженность электрических
сетей может быть весьма значитель-
ной. Экономически целесообразная
протяженность тепловых сетей мно-
гократно меньше из-за большого
влияния гидравлических и тепловых
потерь. Тем не менее атомное теп-
лоснабжение развивается и в нас-
тоящее время, идет в следующих
трех направлениях: предусматрива-
ется комбинированная выработка
электроэнергии и теплоты (АТЭЦ);
выработка только теплоты на атом-
ных станциях теплоснабжения
(ACT*); расширение теплоснабже-
ния от АЭС за счет значительного
увеличения нерегулируемых отбо-
ров их турбин.
13.2. ПОКАЗАТЕЛИ ТЕПЛОВОЙ
ЭКОНОМИЧНОСТИ АТЭЦ
Для АТЭЦ тепловая экономич-
ность характеризуется значения-
ми КПД и удельных расходов теп-
лоты. При этом подводимая к тур-
бинам тепловая энергия включает
в себя не только энергию, необходи-
мую для выработки требуемой
электрической мощности, но и теп-
ловую энергию, отдаваемую потре-
бителю. Для определения показате-
лей, характеризующих тепловую
экономичность процесса производ-
ства электроэнергии и теплоты в
отдельности, необходимо общий
расход теплоты по установке или
станции в целом разделить на до-
ли, затрачиваемые на производство
отдельных видов энергии. Из обще-
го количества теплоты Qo, подводи-
мого к турбоустановке, на долю
теплового потребления приходится
теплота, как полезно отдаваемая
потребителям QT.n, так и потери.
* По аналогии с упомянутыми выше
водогрейными котлами, их иногда называ-
ют атомными котельными (АК).
228
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
Последние имеют место при нагреве
воды в теплообменниках и при
транспорте пара и воды к потреби-
телю. Потери учитываются коэффи-
циентом ||т.п. Тогда электрический
КПД турбоусгановки по производ-
ству электроэнергии в условиях
АТЭЦ
Д ТЭЦ ~ ^/[(Qo — QT.n) \.nl>
т. е. при определении КПД АТЭЦ
все преимущества комбинированной
выработки относят только к выра-
ботке электроэнергии. Такой расчет
является условным, так как КПД
зависит нс только от технического
совершенства АТЭЦ, по и от соот-
ношения между выработанной
электрической и тепловой энергией.
Переход ог электрического КПД
турбогенераторной установки к
КПД станции, а также определение
удельных расходов теплоты на тур-
бину для АТЭЦ делают аналогично
конденсационным АЭС. Количество
электроэнергии, вырабатываемой
паром, поступающим в систему теп-
лоснабжения, называется выработ-
кой электроэнергии на тепловом
потреблении IV'a.T.n, а отношение
PZo.T.n/Qr.n — удельной выработкой
на тепловом потреблении. Чем она
больше, тем целесообразнее комби-
нированная выработка теплоты и
электроэнергии.
13.3. ГРАФИКИ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК
И РАСЧЕТ НАГРУЗКИ ТЕПЛОСЕТИ
Наиболее равномерна в течение
года промышленная тепловая наг-
рузка, но она меняется в течение
суток в зависимости от характера
загрузки предприятий (рис. 13.3).
Отопительная тепловая нагрузка
существенно зависит не только от
времени года, по и от температуры
наружного воздуха в отопительный
период (рис. 13.4).
Горячее водоснабжение мало
зависит от времени гота (летом
Рис. 13.3. Суточный график тсплопотреблс-
пия промышленных предприятий, работаю-
щих в две смены:
1 — зимой;
2 — летом
Рис. 13.4. Годовой график тепловой отопи-
тельной нагрузки по месяцам:
1—максимальные значения;
2—минимальные значения
Рис. 13.5. Годовой график тепловой на-
грузки по продолжительности для отопле-
ния и горячего водоснабжения:
I — отопление;
11 — горячее водоснабжение
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
229
несколько меньше, чем зимой), а в
течение суток меняется аналогично
коммунально-бытовой электричес-
кой нагрузке. График суммарной
тепловой нагрузки по продолжи-
тельности для отопления и бытово-
го . горячего водоснабжения
(рис. 13.5) строят аналогично го-
довому графику по продолжитель-
ности для электрической нагрузки,
а площадь под кривой фот.быт = /(х)
соответствует годовому потребле-
нию теплоты на отопление и быто-
вое горячее водоснабжение
^год.от.быт. Число часов использо-
вания максимума этой нагрузки
тот. быт. макс — Qi-од. от. быт / Qot. быт.макс-
СП.2)
ОбыЧНО 2500 Ч<Тот.быт.макс<
<4000 ч, т. е. всегда меньше, чем
для электрической нагрузки.
Для промышленной нагрузки
также может быть построен график
потребления по продолжительнос-
ти и определено число часов исполь-
зования максимума производствен-
ной тепловой нагрузки
тпром. макс ^год. пром / ^пром. макс » (13.3)
которое достигает 6000 ч.
Тепловая нагрузка сети склады-
вается из расходов теплоты на
отопление, горячее водоснабжение
и вентиляцию.
Отопительная нагрузка (ГДж/ч)
зависит от объемов отапливаемых
зданий и сооружений:
QoT *ОтГ( ^в03д. ЕН
"Лид. кар)'10" <13-4)
где хОт — отопительная характерис-
тика здания, численно равная поте-
рям теплоты в окружающую среду
от 1 м3 здания при разности темпе-
ратур 1°С [обычно Хот—(1,2-ъ
ч-2,0)-103 кДж/(м3-град-ч)]; V —
объем отапливаемых зданий по на-
ружным размерам, м3; бвозд.вн и
бзозд.нар — температура воздуха со-
ответственно внутри (обычно 18—
20°С) и снаружи помещения.
Для жилых помещений в отопи-
тельную нагрузку включают тепло-
ту, теряемую при проветривании.
При снижении температуры наруж-
ного воздуха расход теплоты на
отопление увеличивается.
При определении максимальной
отопительной нагрузки было бы не-
верно исходить из абсолютного ми-
нимума /возд.пар ввиду кратковре-
менности ее стояния. Поэтому при
расчетах исходят из так называе-
мой расчетной температуры
Люзд.расч.от наружного воздуха по
отоплению, определяемой как сред-
няя температура наиболее холод-
ной пятидневки из четырех наибо-
лее холодных зим за последний
25-летний период. Значение
^возд.расч.от нормировано ДЛЯ рЭЗЛИЧ-
ных районов страны. Таким обра-
зом, максимальная отопительная
нагрузка
^от. макс Х°тУ ( ^возд. вн
^возД. расч. от)’ Ю 6* (13-5)
Расход сетевой воды для отоп-
ления 60Т (кг/ч) и ее температуры
^пр, Лэбр.от (°C) в подающей магист-
рали и за отопительными прибора-
ми связан с тепловой мощностью
потребителя:
Got. макс GoTCp( ^цр-'^обр. от)’10 ^т-с»
(13.6)
где ср — теплоемкость воды,
кДж/(кг-град); т]т,с = 0,90ч-0,95 —
КПД тепловой сети.
Если тепловая нагрузка меняет-
ся за счет изменения GOT, то такое
230
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
регулирование режима тепловой се-
ти называют количественным.
В тех случаях, когда изменяются
температуры прямой и обратной во-
ды, регулирование называют ка-
Рис. 13.6. Температурный график тепло-
сети:
1 — температура прямой сетевой воды;
2 — температура обратной сетевой воды;
3 — граница качественного регулирования
явственным. В СССР количествен-
ное регулирование тепловой сети
принято лишь в весьма узком диа-
пазоне температур . наружного
воздуха (от 2°С до 10°С), в осталь-
ном интервале температур — регу-
лирование, как правило, качествен-
ное (рис. 13.6).
Температуры сетевой воды для
отопления, соответствующие макси-
мальной тепловой нагрузке, стан-
дартизованы и принимаются равны-
ми ^пр.макс=130 С И /обр.макс = 70°С
для тепловых сетей небольшой про-
тяженности (например, для тепло-
снабжения АЭС и ее поселка); для
городских теплосетей /Пр.макс= 150°С
и Абр.макс — 70°С.
Количество циркулирующей во-
ды (кг/ч) в теплосети
^от QOT. макс" Ю /[СР ( Znp. макс
^обр. макс) ^т. сК (13-7)
Расход теплоты для нужд горя-
чего водоснабжения
<2гор.в = 'гС(
где п— число жителей; С — средне-
суточная норма горячей воды на
одного человека, кг/(сут-чел);
^гор.в и — температуры горячей и
водопроводной воды, °C.
Для горячего водоснабжения к
теплосети присоединяются теплооб-
Рис. 13.7. Схема включения подогревателей
для гороячего водоснабжения:
1,4 — прямая и обратная сетевая вода;
2, 3 — подогреватели на прямой и обратной сете-
вой воде;
5, 6 -— подвод и отвод водопроводной воды
менпики, в которых подогревается
водопроводная вода. Схема их под-
ключения показана на рис. 13.7.
Водопроводная вода с температу-
рой tB сначала нагревается в тепло-
обменнике 3 обратной сетевой воды
до промежуточной температуры
Абр — б/, где — температурный
напор на «горячем» конце теплооб-
менника, а затем догревается пря-
мой сетевой водой в теплообменни-
ке 2 до температуры /гГ)Р.в=-65°С.
Снижение температуры обрат-
ной сетевой воды за счет работы
теплообменника 3
Д^обр — Qrop. в (^обр — о/ — /в)/[( /гор в —
^в) ^сет^р], (13.9)
где Сеет — расход сетевой воды,
кг/ч.
Теплопотребление калориферами
вентиляционной установки
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
231
QnРНТ = mVc-n ( t — t \ 10~6,
VBeiIT Pl возД-вн возд. нар/ ’
(13.10)
где V — объем вентилируемых поме-
щений, м3; т— кратность обмена-
воздуха, об/ч; ср — теплоемкость
воздуха, кДж/ (м3 град); Аозд.вн —
требуемая температура в помеще-
нии, °C.
Величина кратности обмена воз-
духа зависит от назначения венти-
лируемого помещения. Для соору-
жений АЭС выбор величины т рас-
смотрен в гл. 11, а для обществен-
но-бытовых помещений он опреде-
ляется ,санитарными нормами.
Минимальную температуру воз-
духа, на которую рассчитывают те-
пловую мощность калориферов вен-
тиляционных установок, называют
расчетной температурой наружного
воздуха по венталяуаа ^возд.р&сч.ввнт*
Для АЭС расчетные температуры
наружного воздуха по отоплению и
вентиляции принимают одинаковы-
ми, Т. е. ^возд.расч.от = Аозд.расч.вент-
В этом случае максимальная тепло-
вая нагрузка по вентиляции
^вент. макс СР ( ^возд. вн
-'возд.расч.отНО-6, (13.11)
Температурный график сетевой
воды для вентиляционных устано-
вок отличается от графика для
отопления более низкой температу-
рой обратной воды за калорифера-
ми; /Обр .вент < Лэбр.от ИЗ-33 ТОГО, ЧТО
в них нагревается наружный воздух
более холодный, чем в помещениях.
Расход сетевой воды (кг/ч) на
нужды вентиляционных установок
бвент ^вент. макс /[Ч> ( ^пр. макс ~~
обр. вент. макс) Г'т- сЬ (13-12)
Максимальная общая мощность
теплофикационной установки
^тепл. уст. макс ( 'Ат. макс
^вент. макс ^гор. в) Т|т-с • (13-13)
Температура прямой сетевой во-
ды у всех потребителей одинакова.
Балансом смешения определяется
температура обратной сетевой воды
Абр= [( *обр. от О0т+ ^обр.вентСвент)/(бот+
+ ^вент )]-ДАбр- (13.14)
По режиму максимального теп-
лопотребления находят суммарный
расход сетевой воды:
^сет ^тепл-Уст. макс Ю/[ср( ^пр.макс *
^обр. макс) ^т-сЬ (13.15)
Этот расход остается постоян-
ным во всем интервале температур
качественного регулирования.
13.4. АТОМНЫЕ
ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛИ
В настоящее время строятся
мощные Одесская и Минская атом-
ные теплоэлектроцентрали и ведет-
ся проектирование ряда других.
Экономичность принципа теплофи-
кации для паротурбинных устано-
вок атомной энергетики не столь
велика, как для теплоэнергетики
на органических топливах. Чем
больше проработает пар в турбине
до своего отвода в сетевые подогре-
ватели, тем значительнее выигрыш
от теплофикации. Но атомная энер-
гетика связана с турбинами средне-
го давления, работающими без пе-
регрева, поэтому выработка элект-
роэнергии на тепловом потреблении
для них существенно меньше, чем
для ТЭЦ на органическом топливе,
работающих на высоких и сверх-
критических параметрах.
В условиях больших отборов па-
232
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
ра на теплофикацию выполнение
паровых турбин сложнее, чем кон-
денсационных. Необходимо считать-
ся с влиянием на надежность рабо-
ты больших паровых объемов, зак-
люченных в пароотборных трубо-
проводах больших диаметров, в
дополнение к паровым объемам сис-
темы сепарации и промежуточного
перегрева между цилиндрами тур-
бины, как и для АЭС. Кроме того,
АТЭЦ невозможно располагать не-
посредственно в черте города, как
это делается для ТЭЦ на органи-
ческом топливе. В связи с этим воз-
растают длины трубопроводов теп-
лосети, тепловые и гидравлические
потери в них. Это повышает мате-
риальные затраты и несколько сни-
жает эффективность теплофикации,
так как требует увеличения давле-
ния пара в теплофикационных от-
борах.
Для первых строящихся АТЭЦ
общая мощность каждой из них
составит 2000 МВт с установкой
двух реакторов, причем реактор и
парогенераторы приняты теми же,
что и для АЭС с ВВЭР-1000. Тур-
бина для АТЭЦ при ее работе на
насыщенном паре создана заново.
К каждой реакторной установке
АТЭЦ приняты две турбины мощ-
ностью до 500 МВт. В обычной теп-
лоэнергетике для ТЭЦ используют-
ся теплофикационные турбины, т. е.
турбины типа Т. На конденсацион-
ных станциях как обычной, так и
атомной энергетики — турбины кон-
денсационные, т. е. турбины типа К.
Различие этих турбин заключается
в том, что для турбин типа Т в ре-
жимах максимальных отборов на
теплофикацию проход пара в кон-
денсатор относительно мал, а для
турбины типа К он составляет око-
ло 60%. от расхода на турбину, от
которого он отличается расходом
пара в регенеративные подогревате-
ли. Для мощных турбин насыщен-
ного пара, для которых выходные
лопатки имеют большие высоты,
важно надежное осуществление вен-
тиляции последней ступени. Поэто-
му было признано целесообразным
ограничить теплофикационную наг-
рузку, приняв ее примерно вдвое
меньшей в сравнении с турбинами
типа Т, т. е. создать турбину ти-
па ТК. Это тем более оправдано для
турбины такой большой мощности,
как 500 МВт. При создании ее как
теплофикационной соответствующая
тепловая нагрузка могла бы быть
реализована только для теплоснаб-
жения административных районов
наиболее крупных городов*.
Ниже приведены основные ха-
рактеристики этой турбины для
АТЭЦ:
Давление свежего пара, МПа 6,0
Температура свежего пара, иС 274,3
Влажность свежего пара, % 0,5
Разделительное давление, МПа 0,97
Температура промперегрева, °C 260
Частота вращения, с-1 50
Расход свежего пара, т/ч 3157
Температура питательной
воды, °C 221,2
Электрическая мощность, МВт:
на конденсационном режиме 500
на теплофикационном ре-
жиме 450
Номинальная тепловая нагруз-
ка, ГДж/ч 1880
Число регулируемых отборов 2
Диапазон регулируемого давле-
ния, МПа:
в верхнем отборе 0,06—0,3
в нижнем отборе 0,04—0,2
Расход охлаждающей воды
на конденсаторы, м3/ч 60000
Расчетная температура охлаж-
* В отличие от электрических тепло-
вые сети не могут быть объединены не
только для регионов страны, но часто да-
же в пределах одного (большого) города.
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
233
дающей воды в конденса-
ционном режиме, С 27
Давление в конденсаторе в кон-
денсационном режиме,
среднее по обоим конденса-
торам-, кПа 9,55
Дополнительные отборы, т/ч:
перед СПП 300
после третьей ступени 200
Сравнение тепловой нагрузки
ст каждой турбины АТЭЦ-1880
ГДж/ч с упомянутой в § 13.1 наг-
рузкой турбины той же мощности
для АЭС с РБМК-1000, равной
200 ГДж/ч, свидетельствует о су-
щественно больших теплофикацион-
ных возможностях повой турбипы.
Тип турбины ТК-450/500-60 означа-
ет, что в конденсационном режиме,
когда сетевые подогреватели отклю-
чены, турбина имеет мощность
500 МВт, а в теплофикационном, ре-
жиме, при полной нагрузке тепло-
вой сети, электрическая мощность
составляет 450 МВт. Создание та-
кой турбины — значительное дости-
жение. Напомним, что самая боль-
шая в мире отечественная теплофи-
кационная турбина на сверхкрити-
ческие параметры имеет мощность
250 МВт.
Процесс расширения в турбине
показан на рис. 13.8, а принципи-
альная схема паротурбинной уста-
новки— на рис. 13.9. Турбина сос-
тоит из четырех двухпоточных ци-
линдров. Свежий пар поступает в
цилиндр среднего давления 2*, вы-
полненный почти таким же, как для
существующей конденсационной
турбипы той же мощности для АЭС.
После ЦСД расположен СПП для
одноступенчатого промперегрева.
Далее пар направляется в цилинд-
ры низкого давления. В первый из
них ЦНД-1 (5 на рис. 13.9) идет
полный расход пара из СПП за вы-
четом расхода пара на приводную
турбину питательного насоса. Из
ЦНД-1, разработанного заводом
заново, осуществляются два регули-
руемых теплофикационных отбора и
подача греющего пара па поверх-
ностные ПНД. Далее пар поступа-
* По заводской маркировке принято
наименование «цилиндр высокого давле-
ния» в отличие от следующего цилиндра,
названного цилиндром среднего давления.
Однако 6,0 МПа не относится к высоким
давлениям, а 1„0 МПа не относится к сред-
ним давлениям. Поэтому в изложении дан-
ного параграфа принято иное обозначение
цилиндров турбины.
Рис. 13.8. Процесс
расширения в fts-диа-
грамме для турбины
ТК-450/500-60 ‘
234
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
13.9. Принципиальная
тепловая схема паротурбинной
Рис.
1 — стопорный клапан;
2 — ЦСД;
3 — СПП;
4 — отсекающая заслонка;
5-ЦНД-1;
6—регулирующие клапаны;
7 — ЦНД-3;
8 - ЦНД-2;
9 — конденсатор ЦНД-1;
10 — конденсатор ЦНД-2;
11 — конденсатный насос перво-
го подъема;
12 — охладители пара эжекто-
ров. уплотнений и основ-
ного;
13 — конденсатоочнстка;
14 — регулирующий клапан уров-
ня в конденсаторе:
/5 — смешивающий ПНД;
16 — конденсатный насос вто-
рого подъема;
17 — ППД поверхностного типа;
18—дренажные насосы;
19 — конденсатор приводной тур-
бины;
20 — приводная паровая турби-
на;
21 — деаэратор;
22 — питательный насос;
23 — ПВД;
части АТЭЦ:
24 — насос закачки конденсата
греющего пара промпере-
гревателя;
25 — сетевой насос второй сту-
пени;
26 — сетевые подогреватели;
27 — дренажные насосы конден-
сатов греющих паров сете-
вых подогревателей;
28 — сетевой насос первой сту-
пени;
29 — насос подпитки теплосети;
30 — деаэратор подпитки тепло-
сети
ет в ЦНД-2 (после последней сту-
пени ЦНД-1) и в ЦНД-3 (после
предпоследней ступени ЦНД-1).
Для ЦНД-2 и ЦНД-3 использован
соответствующий цилиндр тепло-
фикационной турбины мощно-
стью 250 МВт, работающей в соста-
ве ТЭЦ сверхкритических пара-
метров па органическом топливе.
Это наряду с использованием для
ЦСД решений по турбине К-500-
65/3000 ускорило создание турбины
ТК-450/500-60. Питательный насос
принят на 100% производительно-
сти парогенератора, привод — тур-
бина, питающаяся паром после CI III.
Конденсаторов турбины два,
каждый с поверхностью теплообме-
на 1900 м2. Особенностью тепловой
схемы по рис. 13.9, не связанной с
самой турбиной, является последо-
вательное охлаждение конденсато-
ров, что позволило в конденсаторе 9
иметь более глубокий вакуум, чем в
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
235
конденсаторе 10, и тем самым более
глубокий вакуум в среднем в срав-
нении с параллельным включением.
Это важно потому, что для турби-
ны ТК принят существенно ухуд-
шенный средний вакуум (9,55 кПа)
в сравнении с турбиной К (4—
4,5 кПа). Ухудшенный вакуум тур-
бины ТК, позволивший сделать се
более компактной, отвечает конден-
сационному режиму, в котором опа
работает летом (температура ох-
лаждающей воды 27°С), т. е. мень-
шее число часов, чем в своем основ-
ном, теплофикационном режиме,
когда вакуум в зависимости от рас-
хода пара в сетевые подогреватели
будет более глубоким, тем более
что расчетная температура охлаж-
дающей воды равна 15°С. Соответ-
ственно температура конденсата пе-
ред первым ПНД составит при кон-
денсационном режиме 47,8°С, а в
номинальном теплофикационном ре-
жиме — 30,6°С.
Если давление в деаэраторе рав-
но 1,2 МПа (рис. 13.9), то устанав-
ливают один поверхностный ПВД и
три поверхностных ПНД, в послед-
ний из которых сливается сепарат;
применены также один смешиваю-
щий ПНД и закачка конденсата
греющего пара промперегревателя
в тракт питательной воды после
ПВД. Если давление в деаэраторе
0,7 /МПа (вариант для Одесской
АТЭЦ), то устанавливают три по-
верхностных ПВД, два поверхност-
ных ПНД, а сепарат направляют в
деаэратор; один смешивающий ПНД
и закачка конденсата греющего па-
ра промперегревателя в такт пита-
тельной воды сохраняются, как по
рис. 13.9.
Теплофикационная часть схемы
(рис. 13.9) состоит из двух последо-
вательных ступеней подогрева.
В каждой ступени установлено по
два сетевых подогревателя. Диапа-
зон регулируемого давления в отбо-
рах па сетевые подогреватели по-
казан на с. 232, а на с. 233 приведе-
ны данные по дополнительным от-
борам, которые могут быть исполь-
зованы для подогрева воды теплосе-
ти соответственно до 145 и 170°С.
Для Одесской АТЭЦ принято реше-
ние кроме двух ступеней сетевых
подогревателей дальнейший подо-
грев в случае необходимости (низ-
кие температуры воздуха) осущест-
влять в водогрейных котлах с ма-
зутным или газовым отоплением,
устанавливаемых в городе.
Конструкция горизонтального се-
тевого подогревателя показана на
рис. 13.10. Он выполнен с прямыми
трубками, а для компенсации тем-
пературных удлинений трубок отно-
сительно корпуса последний имеет
Рис. 13.10. Горизонтальный
сетевой подогреватель:
1.2 — вход и выход сетевой
воды:
3 — выход конденсата грею-
щего пара;
4—компенсатор тепловых уд-
линений корпуса относи-
тельно теплообменных
трубок:
5 — вход греющего пара
236
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
Рис. 13.11. Продольный
разрез (а) и план (б)
главного корпуса Одес-
ской АТЭЦ:
1 — обстройка с вентиляци-
онной трубой;
2 — реакторное отделение в
герметичной оболочке;
3 — деаэраторное отделение;
4 — машинный зал;
5— помещение электроуст-
ройств
1р 1д
компенсатор. Давление нагреваемой
воды в трубках больше, чем давле-
ние греющего пара. Это сделано
для предотвращения перетока в во-
ду теплосети конденсата греющего
пара, который может быть слабора-
диоактивен.
В связи с потерями воды в теп-
лосети предусматривается подача
подпиточной воды, расход которой
не более 1 %, от емкости всей систе-
мы теплоснабжения. Работа тепло-
сети на необработанной техничес-
кой воде не допускается, так как в
сравнении с конденсационными ус-
тановками в сетевых подогревате-
лях температура, а следовательно, и
вероятность накипеобразоваиия вы-
ше. Для обеспечения безнакипной
работы сетевых подогревателей и
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
237
уменьшения вредного влияния пере-
тока сетевой воды в основной кон-
денсат, который имеет место в свя-
зи с более высоким давлением в
теплосети, подпиточная вода тепло-
сети проходит химическое умягче-
ние. Более глубокая и дорогая хи-
мическая обработка, например обес-
соливание, неоправданна. Необходи-
мость умягчения подпитки сетевой
воды должна быть предусмотрена
при проектировании химического
цеха, в частности при выборе Н-ка-
тионитовых фильтров обессоливаю-
щей установки и дополнении ее Na-
катионитовыми фильтрами. Из под-
питочной воды должен быть удален
кислород, чтобы уменьшить проте-
кание коррозии в теплосети и со-
держание оксидов железа в ее во-
де. Для этой цели может быть ис-
пользован вакуумный деаэратор
(как на рис. 13.13) или применено
сульфитировапис с избытком суль-
фита не более 2 мг/кг-—обработка
гидразином для ликвидации кисло-
рода запрещена в связи с его ток-
сичностью и недопустимостью поэ-
тому использования для обработки
вод бытового назначения.
Сетевые насосы на АТЭЦ выби-
раются по максимальному расходу
в тепловой сети, а число их — с уче-
том резервирования, то же относит-
ся и к подпиточным насосам тепло-
сети.
На рис. 13.11 показаны продоль-
ный разрез и план главного корпу-
са Одесской АТЭЦ Из рисунка
видно, что компоновка реакторного
отделения такая же, как для АЭС
с ВВЭР-1000. Компоновка машин-
ного зала отличается тем, что уста-
новлены две турбины, причем об-
щая длина каждой турбины без ге-
нератора 33,2 м. Между машинным
залом и реакторным отделением
расположено деаэраторное помеще-
ние. В машинном зале находится
теплофикационная установка.
Генеральный план Одесской
АТЭЦ в основных чертах таков же,
как и для АЭС, показанной на
рис. 12.1. Главные корпуса обоих
блоков расположены раздельно,
корпус спецводоочистки — общий
для двух блоков. Для охлаждения
технической воды применены три
градирни производительностью по
100 000 м3/ч (см. рис. 10.12); вода
трех независимых систем обеспече-
ния безопасности охлаждается в
брызгальпых бассейнах, как и для
АЭС с ВВЭР-1000.
13.5. АТОМНЫЕ СТАНЦИИ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Наряду с АТЭЦ разрабатывают-
ся также атомные станции тепло-
снабжения (ACT) для целей тепло-
снабжения без производства элект-
роэнергии. По сравнению с АТЭЦ
они имеют определенные преиму-
щества, требуя меньших площадей
для размещения и меньших расхо-
дов технической воды ввиду отсут-
ствия конденсаторов. Это облегчает
подбор площадок вблизи городов,
где практически нет легко отчуж-
даемых земель.
В § 13.3 была показана значи-
тельная неравномерность тепловых
нагрузок в течение года. По реак-
торные установки ACT являются
дорогостоящим оборудованием, поэ-
тому они должны иметь возможно
большее число часов использования.
В связи с этим теплоснабжение та-
кого района города, которое будет
связано с ACT, рассматривается
совместно от ядерного и от органи-
ческого топлива. Предполагается
возложить на ACT тепловую нагруз-
238
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
ку, равную 50%. от максимальной,
с тем чтобы полупиковую и пико-
вую часть нагрузки приняли бы ко-
тельные или ТЭЦ на органическом
топливе, как это показано на
Рис. 13.12. Участие в теплоснабжении ко-
тельной или ТЭЦ на органическом топли-
ве (1) и ACT при работе двух (2) и одно-
го (5) ее реакторов
рис. 13.12. Так как в эксплуатации
возможны остановы реактора ACT
как для планового ремонта, так и
непредвиденные, к установке при-
няты два реактора, тепловая мощ-
ность каждого из них составляет
25% от максимальной. Плановые
ремонты реакторов и перегрузки
топлива предполагаются в летние
периоды, когда нагрузки снижают-
ся до 25%. и ниже.
Так как на ACT отсутствует вы-
работка электроэнергии, то давле-
ние в реакторе может быть приня-
то достаточно низким, что позволя-
ет нс только существенно удешевить
оборудование, по и снять вопрос о
необходимости значительного уда-
ления от городов. Такие станции
разрешается строить на расстоянии
2 км от перспективной черты строи-
тельства города, а санитарно-за-
щитная зона допускается размером
1 км.
На рис. 13.13 представлена при-
мерная тепловая схема АСТ-500,
т. е. тепловой мощностью 500 МВт
или 1800 ГДж/ч. Предварительные
проработки показали нецелесооб-
разность строительства ACT на
меиыпую мощность. Задача
АСТ-500 — отпуск горячей воды для
целей отопления. Компоновка пер-
вого контура принята интеграль-
ной, с размещением в верхней части
корпуса реактора теплообменника 2,
что делает установку более ком-
пактной. Число систем безопасности
и петель промкоптура каждого ре-
актора принято равным трем. Каж-
дая из петель имеет свои вспомо-
гательные системы подпитки и очи-
стки. При разгерметизации или
иных нарушениях в одной из петель
теплообменника 2 две другие петли
будут работать. Тем самым отпуск
теплоты хотя и несколько умень-
шится, но не прекратится.
Давление в промежуточном кон-
туре принято меньшим, чем в реак-
торе, во избежание ухудшения ка-
чества воды реактора за счет пере-
тока в нее воды промконтура. Это
подчеркивает значимость очистной
установки для воды промежуточно-
го контура.
На рис. 13.13 схема ACT выпол-
нена трехконтурпой. В соответствии
с требованиями безопасности отпус-
ка теплоты давление в промежуточ-
ном контуре выбрано меньшим, чем
давление в теплосети. При этом воз-
можен переток воды теплосети в
промежуточный контур, но не пере-
ток из промежуточного контура в
теплосеть. Реактор спроектирован
заново, циркуляция в нем естест-
венная; давление 1,6—2,0 МПа, что
приводит к относительно малой тол-
щине стенки его корпуса. Высота
корпуса 20 м. Компоновка всей
установки принята интегральной —
в пространстве между стенкой кор-
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
239
Рис. 13.13. Принципиальная тепловая схема ACT:
1 — реактор;
2 — встроенный теплообменник
промконтура;
3 — циркуляционный насос
промконтура;
4 — компенсатор объема пром-
контура с предохранитель-
ным клапаном;
5 — теплообменник расхолажи-
вания;
6—защитная герметичная обо-
лочка;
7 — обратный клапан;
8 — сетевой подогреватель;
9 — регулирующий клапан;
10 — локализирующая задвижка;
11 — насос теплосети;
12 — деаэратор подпитки;
13—насос подпитки теплосети;
14 — насос подпитки иромконту-
ра:
15 — система очистки продувки
промконтура;
16 — насос спринклерной уста-
новки;
17 система аварийного охлаж-
дения реактора;
18 — деаэратор подпитки пер-
вого контура;
19 — насос подпитки первого
контура;
20— система байпасной очистки
реакторной воды;
21 — система сжигания гремучей
смеси;
22 — барботер;
23 — предохранительный клапан
пуса и впутриреакторными устрой-
ствами расположен промежуточ-
ный теплообменник, воспринимаю-
щий теплоту от теплоносителя реак-
тора для последующей передачи ее
воде теплосети. Циркуляция воды в
промежуточном контуре — принуди-
тельная. Основной корпус реактора
размещен во втором, страховочном,
корпусе. Зазор между двумя кор-
пусами выбран таким, чтобы в
случае перетечки теплоносителя из
основного контура в страховочный
через неплотности активная зона
реактора не оголялась. Активная
зона рассчитана на длительность
кампании в 6—7 лет с частичными
перегрузками топлива 1 раз в 2 го-
да. Обогащение подпитки зоны выб-
рано равным 1,6—1,8%, а глубина
выгорания 14—15 кг-сут/т топлива.
Хранится отработанное топливо в
бассейне выдержки на территории
ACT 4 года, после чего его выво-
зят.
Низкие параметры теплоноси-
теля, малая напряженность актив-
ной зоны и наличие большого ко-
личества нсдогретой воды в корпу-
се делают работу реактора в пере-
ходных процессах более спокойной,
а интегральная компоновка макси-
мально сокращает трубопроводы
больших диаметров. Диаметр тру-
240
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
бопроводов петель промежуточного
контура равен 500 мм. Вертикаль-
ный сетевой теплообменник каждой
петли имеет поверхность около
4500 м2. Сетевая вода циркулирует
в трубной системе теплообменни-
ков с расходом 5500 т/ч на блок.
Надежность охлаждения актив-
ной зоны реактора обеспечена и в
условиях полного обесточивания
ACT. В нормальной работе под дав-
лением циркуляционного насоса
промконтура (3 на рис. 13.13) обрат-
ный клапан 7 закрыт; при обесто-
чивании насос 3 останавливается,
давление в промконтуре падает и
клапан 7 открывается, обеспечивая
естественную циркуляцию по конту-
ру, включающему в себя активную
Рис. 13.14. Компоновочная схема реактор-
ного отделения АСТ-500:
1 — железнодорожный въезд;
2 — дизель генератор;
3 — блочный щит управления;
4 — контейнер отработавшего топлива;
5 — кран мостовой;
€ — реакторная установка;
7 — компенсатор объема промконтура;
•S — теплообменник системы расхолаживания ре-
актора;
.9 — кран круговой;
10 — компенсатор объема первого контура;
11 — перегрузочная машина;
12 — бассейн выдержки:
13 — приточные вентиляторы;
14—система байпасной очистки реакторной воды;
15 — теплообменник охлаждения спринклерной си-
стемы
зону и теплообменник расхолажи-
вания.
Компоновочная схема реактор-
ного отделения показана на рис.
13.14. Все оборудование реакторно-
го контура заключено в герметич-
ную железобетонную оболочку ци-
линдрической формы диаметром
33 м, вокруг которой имеется об-
стройка с размерами в плане
63X63 м. Расчетное давление под
оболочкой в случае МПА принято
0,1 МПа. В обстройке расположены
системы безопасности, аналогич-
ные рассмотренным в § 6.4, рас-
предустройства, блочный и резерв-
ный щиты управления и другое
вспомогательное оборудование.
На рис. 13.15 показана схема ге-
нерального плана АСТ-500. Глав-
Рис. 13.15. Генеральный план АСТ-500:
1 — брызгальный бассейн;
2 — шламонакопитель;
3 — объединенная насосная станция;
4 — резервуары запаса сырой воды;
5 — емкость сбросных вод;
6 — установка сжиженного газа;
7 — кислородно-ацетиленовая установка;
8 — азотная станция;
9 — реакторное отделение;
10—вытяжной вентиляционный центр;
11 — мастерские;
12 — спецводоочистка;
13 — баки химводоочистки;
14 — узел свежего топлива;
15 — химводоочистка:
16 — инженерно-бытовое отделение;
17 — компрессорная и гараж;
18 — насосная хозяйственно-питьевого водоснабже-
ния;
19 — резервуары запаса питьевой воды;
20 — подстанция
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
241
ный корпус включает в себя основ-
ные установки — два реакторных
отделения, спсцводоочистку, узел
свежего топлива, мастерские, вен-
тиляционные установки, химводо-
очнстку и инженерно-бытовое отде-
ление. На отделении спецводоочист-
ки установлена вентиляционная
труба с высотой до отметки 65 м.
Дальнейшее развитие ACT бу-
дет определяться опытом работы
первых установок. Несмотря на
предварительное эксперименталь-
ное и теоретическое изучение всех
основных физических, гидродина-
мических и теплотехнических про-
цессов в ACT, необходима и полно-
масштабная их проверка. Это, в
частности, касается интенсивности
естественной циркуляции, примене-
ние которой является большим дос-
тоинством реактора ACT.
Важны также задачи удешевле-
ния реакторной установки. Так, ис-
следуется возможность выполнения
оболочек твэлов из алюминиевых,
а не циркониевых сплавов — темпе-
ратурные условия позволяют отка-
заться от дорогих циркониевых
сплавов.
13.6. ПРОИЗВОДСТВО ПАРА
ДЛЯ ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И ДЛЯ ОПРЕСНЕНИЯ
МОРСКОЙ воды
Многие промышленные пред-
приятия требуют не только горячую
воду, но и пар (обычно низких па-
раметров) для своего технологи-
ческого процесса. В отдельных слу-
чаях потребляемое количество пара
столь значительно, что задача
производства пара, поставленная
перед атомной энергетикой, может
стать основной, а выработка элект-
роэнергии или отсутствует, или яв-
9—5С0
ляется лишь дополнением к основ-
ной задаче. Использование атомной
энергии для теплоснабжения с
производством пара и горячей во-
ды для промышленных целей без
выработки электроэнергии разраба-
тывается в виде атомных станций
промышленного теплоснабжения
(АСПТ), пока еще не осуществлен-
ных. Можно полагать, что снабже-
ние промышленных предприятий
низкопотенциальной теплотой в ви-
де пара и горячей воды целесооб-
разнее решать при использовании
реакторных установок не с водным,
а высокотемпературным газовым
теплоносителем (см. гл. 15), а при
очень большой промышленной на-
грузке—с реакторами БН. В обоих
случаях полностью исключается воз-
можность попадания радиоактив-
ности в пар и воду, отпускаемые
на производство. Так как промыш-
ленная тепловая нагрузка довольно
равномерна как в течение суток,
так и по временам года (см. § 13.3),
то такое назначение реакторной
установки способствовало бы ис-
пользованию ее в базовой нагрузке,
что очень важно при высокой стои-
мости основного оборудования, ха-
рактерного для упомянутых выше
теплоносителей. В качестве приме-
ра может быть приведен опресни-
тельный комплекс, снабжаемый
греющим паром после турбины
Шевченковской АЭС. Энергетичес-
кая установка этой АЭС рассмот-
рена в гл. 14. Укажем только, что
турбина принята противодавленчес-
кой (тип Р), т. е. турбина работает
без конденсатора при давлении за
ней выше атмосферного. Весь пар
после турбины в качестве греющей
среды подается в мощную опрес-
нительную установку, питаемую
морской водой. Задача этой уста-
242
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
ловки — обеспечение пресной водой
промышленных и жилых районов
города Шевченко. Аналогичные ус-
ловия могут создаться и при необ-
ходимости получения опресненной
воды не из морской, а из других
вод высокой минерализации. Зна-
чимость этой проблемы особенно
важна для ряда районов страны, не
располагающих необходимым для
их развития запасом пресной воды.
Термическое обессоливание высоко-
минерализованных вод с использо-
ванием для этих целей атомной
энергии имеет большое значение
еще и потому, что такие регионы
часто не располагают органическим
топливом.
Основой мощной опреснитель-
ной установки не могут быть одпо-
корпуспые испарители, показанные
на рис. 7.5, так как для обеспечения
безнакипного режима пришлось бы
прибегать к недопустимо большой
продувке (50% и более), что совер-
шенно неэкономично. Для поддер-
жания продувки в допустимых пре-
делах с одновременным преотвра-
щением накипеобразовапия, кото-
рое может привести к быстрому
обрастанию поверхности нагрева и
непрерывному снижению произво-
дительности установки, применяют
другие конструкции испарителей.
Одна из них представлена на рис.
13.16.
Питательная вода испарителя
по линии 6 поступает в водяной
объем, смешивается с циркулирую-
щей водой и направляется к грею-
щей секции 9. Проходя внутри тру-
бок, опа нагревается, но без паки-
пеобразовапия. Самоторможение
испарения, как и для любого конту-
ра естественной циркуляции, обес-
печивается за счет ги фостатнчес-
кого давления с высотой подпора
//подл- Греющий пар входит по ли-
нии 10, омывает трубки греющей
секции снаружи и в виде конденса-
та отводится по линии 8. Вода, пе-
регретая по отношению к давлению
Рис. 13.16. Схема вертикального испарите-
ля с одноступенчатой барботажной промыв-
кой пара при отсутствии парообразования
в теплообменных поверхностях:
1— отвод вторичного пара;
2 — жалюзийный сепаратор;
3 — подача конденсата для промывки пара;
4 — паронромывочный щи г;
5 — вывод непрерывной продувки;
6—подача питательной воды;
7 — дренаж из корпуса;
8 — отвод конденсата греющего пара;
9 — греющая секция;
10 — вход греющего пара
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
243
в паровом пространстве, выходя из
греющей секции, вскипает. Пар
поступает в паровой объем, а во-
да — вниз и, смешиваясь с пита-
тельной, снова циркулирует через
греющую секцию.
Естественная циркуляция в этом
испарителе осуществляется за счет
разности удельных весов более хо-
лодной и нагретой воды; следова-
тельно, ее интенсивность меньше,
чем в испарителе, приведенном на
рис. 7.5. Поэтому в испарителе,
изображенном па рис. 13.16, стре-
мятся развивать поверхность нагре-
ва греющей секции в высоту, умень-
шая се диаметр. Так как для хоро-
шей сепарации пара до и после
промывки его скорости должны
быть невелики, то корпус испари-
теля в области парового объема
делают большего диаметра. Полу-
чающееся при этом соотношение
диаметров греющей секции и паро-
вого объема хорошо видно на схе-
ме. По линии 5 осуществляют не-
прерывную продувку.
Так как в греющей секции пар
не образуется, а следовательно, во-
да не упаривается, то образование
накипи па поверхности нагрева
практически отсутствует. Выпаде-
ние солей возможно при вскипании
воды над греющей секцией. Необ-
ходимо, чтобы оно происходило не
на поверхности корпуса и других
деталей аппарата, а в самой толще
воды и примеси могли бы интен-
сивно выводиться с продувкой. Для
этого вместе с питательной водой в
испаритель вводится «затравка»,
например мелкораздробленный уг-
лекислый кальций (мел). Поверх-
ность затравки сорбирует все соли,
выпадающие при вскипании воды,
и создаст возможность вывода их с
продувкой. Из продувочной воды
затравку выделяют в специальных
осадителях вне испарителя и вновь
многократно используют. Пар, вы-
делившийся из воды, осушается в
паровом объеме. Однако в связи с
большой минерализацией исход-
ной воды, даже при довольно глу-
бокой осушке, не удается обеспе-
чить высокое качество вторичного
пара,, и его дистиллята. Поэтому пос-
ле предварительной осушки в па-
ровом объеме пар проходит через
промывочное устройство, в которое
вместо питательной воды испари-
теля по линии 3 подают конденсат
в количестве до 10% от расхода
вторичного пара. При прогреве это-
го конденсата до кипения часть па-
ра конденсируется, т. е. происходит
дополнительная самопромывка па-
ра. Промытый пар осушается в
расположенном выше паровом объе-
ме и в жалюзийном сепараторе, а
затем отводится по линии / для
последующей конденсации и исполь-
зования. Испаритель после остано-
ва опорожняется по линии 7, кото-
рая может использоваться и для
периодической продувки. Такая
конструкция испарителя позволяет
на сильно минерализованной воде
иметь продувку в пределах 5—10%,
т. с. достаточно близкую к продув-
ке испарителя, приведенного па
рис. 7.5, на водах относительно не-
большой минерализации, для кото-
рых она обычно составляет 3—5%.
Для мощных опреснительных
установок требуется использование
большого числа испарительных
установок. Они могут устанавли-
ваться как параллельно, так и пос-
ледовательно, как это показано па
рис. 13.17. При параллельной уста-
новке (рис. 13.17, а) после каждого
испарителя пришлось бы применять
свой отдельный теплообменник для
9**
244
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
Рис. 13.17. Схемы параллельного (ч) и по-
следовательного (б) включения многокор-
пусной испарительной установки.
а — расход греющего пара 6£>пи1, продувка 6rfnp;
б — расход греющего пара £>пи1, продувка cZnp
конденсации полученного вторично-
го пара. Это потребовало бы боль-
ших теплообменных поверхностей.
Предпочтительнее последователь-
ное включение группы испарителей,
как это показано на рис. 13.17, б.
Вторичный пар первого корпуса
используется как греющий пар вто-
рого корпуса, с одновременным
обеспечением конденсации этого
пара, а продувка первого корпуса
является питанием второго корпу-
са. Тем самым для первого корпу-
са обеспечивается очень большая
продувка и наиболее высокая чис-
тота выдаваемого им пара. При
равных величинах продувки только
последний корпус по рис. 13.17, б
будет выдавать пар той же чисто-
ты, что и все корпуса по рис.
13.17, а, а остальные корпуса по
рис. 13.17, б будут давать пар (а
следовательно, и конденсат) более
высокой чистоты. Применение пос-
ледовательного включения корпу-
сов позволяет, кроме того, как это
видно из рис. 13.17, б, резко умень-
шить величину продувки всей уста-
новки, т. е. снизить тепловые по-
тери.
Тепловой баланс однокорпус.но-
го испарителя
Чь И1 ( ^п. 111 И1) 7'11
^П. и2 ( ^п. 112 ^п. в. и) 1
+анОп.„2(л;.и-лп.в.„), <i3.i6>
где Dn.ni и Дп.и2— расход первично-
го и вторичного пара испарителя,
кг/ч; Лп.и1 и /1п.н2—энтальпии пер-
вичного и вторичного пара испари-
теля, 1<Дж/кг; /1-К.И1, h в.и, Йп.в-н
энтальпии соответственно конден-
сата греющего пара, воды при тем-
пературе насыщения вторичного
пара и питательной воды испари-
теля, кДж/кг; т]и,== 0,98 — КПД ис-
парителя, связанный с потерями
теплоты в окружающую среду;
аи = d^lD^a — величина продувки
испарителя, отнесенная к его паро-
производитслыюсти.
Исходя из уравнения теплового
баланса можно определить расход
первичного пара по заданному рас-
ходу вторичного или, наоборот, рас-
ход .вторичного пара по известному
расходу первичного, если заданы
давления вторичного и первичного
пара. Перепад температур между
первичным и вторичным паром при-
нимают обычно не менее 1О'ЭС. но он
подлежит уточнению в зависимости
от способа включения испарителя в
тепловую схему и требующегося ко-
личества дистиллята. Чем больше
температурный перепад между пер-
вичным и вторичным паром, тем
большей может быть паропроизво-
дитсльность данного испарителя.
В однокорпусной испарительной
установке расходы первичного и
вторичного пара могут быть прак-
тически равными, если греющий
Глава 13. Использование атомной энергии для теплоснабжения
245
пар насыщенный. Если же греющий
пар влажный, как это обычно име-
ет место в турбинах насыщенного
пара, то количестве вторичного па-
ра будет существенно меньшим, чем
первичного. Выход дистиллята в
килограммах на 1 кг греющего па-
ра— одна из важных характеристик
испарителя. Из (13.16) следует, что
^п. иг/^п-и! ( ^п. и1 . и) Х
х Чи/[( Лп. „2 — Лп. „) +
+ “»(\.„-\.b.k)]- (13.17)
Для многокорпусной испаритель-
ной установки с последовательным
включением корпусов давление вто-
ричного пара в каждом из них сни-
жается в сравнении с предыдущим
корпусом. Специальный конденса-
тор вторичного пара для охлажде-
ния- технической воды требуется
только для последнего корпуса.
Конденсат этого корпуса, так же
как и конденсат греющих паров
всех предыдущих корпусов, слива-
ется в приемные баки опресненной
воды. Тепловой баланс для много-
корпусной установки при парал-
лельном включении корпусов сво-
дится по уравнениям (13.16) и
(13.17). При последовательном
включении корпусов тепловой ба-
ланс для каждого из них выполня-
ется последовательно по аналогии с
однокорпусной установкой. Расчеты
показывают, что оптимальным для
сильно минерализованных вод яв-
ляется шесть последовательно
включенных корпусов.
На рис. 13.17 отчетливо видны
теплотехнические преимущества по-
следовательного включения корпу-
сов при том же расходе первичного
греющего пара на всю установку.
Это получение в несколько раз
большего количества опресненной
воды, снижение в несколько раз
расходов технической воды па кон-
денсацию вторичных паров и умень-
шение в несколько раз потребных
теплообменных поверхностей. Кро-
ме того, при расходе продувочной
воды для всей установки с после-
довательно включенными корпуса-
ми, равном расходу продувочной во-
ды каждого из корпусов при их па-
раллельном включении, достигается
наиболее глубокое упаривание мор-
ской воды. Получающиеся в проду-
вочной воде высокие концентрации
всех элементов, содержащихся в
морской воде, открывают перспек-
тиву получения важнейших из их
числа в чистом виде в соответствую-
щих технологических процессах.
Установки по типу, показанному
на рис. 13.17,6, для первых блоков
АЭС использовались и для обработ-
ки продувочных вод реакторов, с
тем чтобы захоронению подлежал
только кубовый остаток, получае-
мый в последнем корпусе. Однако
использование многокорпусной
установки, работающей в радиоак-
тивных условиях, создавало опреде-
ленные трудности, поэтому от таких
установок отказались.
246
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
ГЛАВА 14
АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ С НАТРИЕВЫМ
ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
14.1. ЖИДКИЙ НАТРИЙ
КАК ТЕПЛОНОСИТЕЛЬ
Атомные электростанции с жнд-
кометаллпческим теплоносителем
могут работать как па тепловых,
так и на быстрых нейтронах, в по-
следнем случае с коэффициентом
воспроизводства ядерного горючего
более единицы. Преимущество тако-
го теплоносителя — возможность
работы при низких давлениях в пер-
вом контуре. Значительная в срав-
нении с водным и газовым теплоно-
сителями плотность жидких метал-
лов позволяет перекачивать относи-
тельно малые объемы, т. е. умень-
шить диаметры трубопроводов и
расходы на собственные нужды, а
также обеспечивать высокий коэф-
фициент теплоотдачи от поверхно-
сти оболочки твэла к теплоносите-
лю, что позволяет при той же тем-
пературе оболочки получать более
высокие температуры теплоносите-
ля. Пока для АЭС наиболее приго-
ден жидкий натрий.
Жпдкометаллнческий теплоноси-
тель значительно осложняет обору-
дование АЭС и выдвигает довольно
большое число инженерно-техниче-
ских проблем. Поэтому АЭС с жид-
кометаллическими теплоносителями
разрабатывают только примени гель-
но к реакторам па быстрых нейтро-
нах. Важность этих реакторов пока-
зана в гл. 2.
Одно из преимуществ жидкого
натрия как теплоносителя — высо-
кие удельные эперговыделепия в ак-
тивной зоне, составляющие 400—
800 МВт/м3. Это приводит к наи-
меньшим размерам активной зоны.
В связи с этим вероятность вылета
нейтронов из активной зоны
увеличивается и может достигать
даже 30%. Эти нейтроны использу-
ются для воспроизводства топлива,
для чего активная зона окружается
воспроизводящим экраном, содер-
жащим обедненный (отвальный)
уран.
Жидкий натрий как теплоноси-
тель выдвигает ряд требований к
оборудованию и эксплуатации. Тем-
пература плавления натрия высока
(97°С), поэтому для пуска станции
с пуля необходим предварительный
элсктроразогрев всего оборудова-
ния и трубопроводов. В зависимости
от тепловой схемы пуск станции с
нуля может потребовать от трех до
пяти педель.
Бурная реакция натрия с водой
в случае радиоактивного натрия мо-
жет иметь особо негативные послед-
ствия. В связи с этим обязателен
промежуточный натриевый контур,
давление в котором поддерживается
большим, чем в первом контуре.
При этом в случае нарушения плот-
ности между первым и промежуточ-
ным контурами невозможно перете-
кание радиоактивного натрия в про-
межуточный, а может иметь место
переток только нерадиоактивного
натрия из промежуточного в первый
контур. Тем самым обеспечивается
отсутствие радиоактивности в про-
межуточном контуре и в случае на-
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
247
рушения плотности между вторым
и. промежуточным' контурами кон-
такт воды будет только с нерадио-
активным натрием.
Оборудование первого и проме-
жуточного натриевых контуров су-
щественно отличается от применяе-
мого при других теплоносителях.
Так, в системе трубопроводов долж-
ны быть предусмотрены установки
для очистки натрия от оксидов и
гидридов, так называемые «холод-
ные ловушки», обеспечивающие ох-
лаждение некоторой части теплоно-
сителя до температур, при которых
оксиды выпадают в осадок и могут
быть отфильтрованы.
Особые требования предъявля-
ются к арматуре и циркуляционным
насосам. Арматура при использова-
нии натриевого теплоносителя
должна быть кованой для преду-
преждения межкристаллитной кор-
розии. Учитывая высокую тепло-
проводность натрия, приходится
выдвигать такое требование, как
стойкость арматуры против тепло-
вого удара, а малая вязкость нат-
рия требует применения для арма-
туры твердых материалов, препят-
ствующих задиранию.
Важное требование к арматуре
для жидких металлов — полное от-
сутствие утечек через сальники. Оно
объясняется высокой стоимостью
жидкости, а также тем, что протеч-
ка даже небольшого количества
жидкости опасна. Обычные набивки
в данном случае нестойки при высо-
ких температурах, поэтому перехо-
дят к бессальниковым конструкци-
ям с сильфонными уплотнениями,
иногда в комбинации с заморажи-
ваемыми уплотнениями и сальни-
ками.
Для АЭС с жидкометаллическим
теплоносителем очень большое зна-
чение имеет надежность работы ре-
актора, так как ликвидация послед-
ствий аварий в условиях таких ре-
акторов наиболее сложна. Так, ре-
актор АЭС «Энрико Ферми»
(США) после аварии с расплавле-
нием горючего, происшедшей в ок-
тябре 1966 г., вновь достиг критич-
ности только в июле 1970 г. После-
дующая эксплуатация была неудов-
летворительной — коэффициент ис-
пользования мощности в 1971 г. со-
ставил всего 3,4%. В 1972 г. было
вынесено решение о прекращении
работ на реакторе, а в 1974 г. — ре-
шение об его демонтаже.
Среди четырех реакторов с нат-
риевым теплоносителем, находя-
щихся в эксплуатации, три —бако-
вого типа (интегральная компонов-
ка) — по одному в СССР (БН-600),
в Англии и Франции; один реак-
тор— петельный (контурная компо-
новка)—в СССР (БН-350). Таким
образом, в СССР будет опыт эк-
сплуатации обоих типов компонов-
ки реактора и его систем. Это даст
возможность сделать определенный
выбор между двумя вариантами,
для которого в настоящее время нет
достаточных оснований.
Относительные сложности эк-
сплуатации АЭС с жидкометалли-
ческим теплоносителем и наиболее
высокая их стоимость побуждают
вести поиск и других теплоносите-
лей для реакторов на быстрых ней-
тронах. К их числу относятся, па-
пример, предложения использовать
в качестве теплоносителя гелий (см.
гл. 15). Имеются обоснованные
предложения создания АЭС с паро-
охлаждаемыми реакторами на быст-
рых нейтронах, а также некоторые
другие варианты, находящиеся в
проработке.
248
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
14 2. АЭС С РЕАКТОРОМ БН-350
АЭС с реактором БН-350 в
г. Шевченко работает с 1973 г.
На рис. 14.1 приведена компоновка
реактора, на которой показаны
вход, и выход натрия для одной из
Рис. 14.1. Петлевая (контурная) компонов-
ка реактора БН-350:
/ — корпус реактора:
2 — большая поворотная пробка;
3 — малая поворотная пробка;
4—центральная колонна с механизмами СУЗ;
5 — механизм передачи сборок;
6 — перегрузочный бокс;
7 — элеватор загрузки-выгрузки;
8 — верхняя неподвижная защита;
9 — механизм перегрузки,
10 — активная зона;
// — опора реактора;
12 — боковая защита (железорудный концентрат);
13 — бетонная защита
петель первого контура. Всего реак-
торная установка имеет шесть пе-
тель, в состав каждой из которых
входят расположенные вне реактора
отсекающие входная и выходная за-
движки, циркуляционные натриевые
насосы первого и промежуточного
контуров, промежуточный теплооб-
менник и парогенераторная установ-
ка в составе двух испарителей и
одного пароперегревателя. Общая
технологическая схема оборудова-
ния для одной из шести петель при-
ведена на рис. 14.2, а ниже — основ-
ные характеристики АЭС:
Реакторы БН-350 БН-600
Тепловая мощность, МВт 1000 1500
Электрическая мощ- ность, МВт: эквивалентная 350 600
непосредственная Материал оболочек 150 нержавеющая
твэлов сталь
Температура натрия на входе в реак- тор, С 300 380
Температура натрия па выходе из реа- ктора, С 500 550
Расход натрия в пер- вом контуре, т,ч 14 000 24 000
Температура натрия на входе в проме- жуточный тепло- обменник, С 270 320
Температура натрия на выходе из про- межуточного теп- лообменника, С 460 520
Давление пара на вы- ходе из парогене- ратора, МПа 5,0 14,0
Температура пара на выходе из паро- генератора, С 435 505
Температура промежу- точного перегрева пара, С —. 505
Одно из преимуществ жидкоме-
таллического теплоносителя — воз-
можность использования паротур-
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
249
Рис. 14.2. Тепловая схе-
ма Шевченковской атом-
ной станции с реактором
БН-350:
-----— Na первого контура:
----Na промежуточного
контура; 1 пар;
------ питательная вода
(конденсат);
• • • газ
бинных установок обычной тепло-
энергетики, так как в связи с высо-
кими температурами теплоносителя
давление и температура пара перед
турбиной могут быть существенно
выше, чем для турбин на /ХЭС с
водным теплоносителем. С этой
точки зрения параметры пара для
АЭС с БН-350 могли быть выбраны
существенно более высокими. Одна-
ко сооружение этой АЭС было свя-
зано с конкретной технологической
задачей получения больших коли-
честв опресненной морской воды
для промышленности и бытовых
нужд, а также для теплоснабжения
г. Шевченко. Поэтому к установке
были приняты противодавленческие
турбины из числа выпускаемых тур-
бостроительными заводами, что и
определило указанные выше пара-
метры пара для АЭС с БН-350. Пе-
регретый пар, вырабатываемый
шестью парогенераторными уста-
новками, поступает в общий паро-
провод и из него на три турбины
мощностью по 50 МВт. Таким обра-
зом, АЭС с БН-350 является трех-
целевой электростанцией, которая
решает вопросы снабжения элек-
троэнергией, теплотой и дистилля-
том. Эквивалентная электрическая
мощность БН-350 составляет
350 МВт, что превышает единичную
мощность реакторов Франции и
Англии (но 250 МВт).
В соответствии с-рис. 14.1 топ-
ливные сборки активной зоны и зо-
ны воспроизводства помещены в на-
порном коллекторе, смонтирован-
ном на напорной камере корпуса
реактора. Активная зона 10 состоит
из топливных сборок с ядерным го-
рючим— окись плутония в смеси с
двуокисью урана значительного
обогащения. По торцам и по пери-
метру она окружена экраном — зо-
ной воспроизводства из двуокиси
обедненного урана. Торцовый эк-
ран смонтирован в сборках актив-
ной зоны, боковой экран образован
топливными сборками с твэлами
зоны воспроизводства. Корпус реак-
тора 1 представляет собой сосуд пе-
250
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
ременного диаметра (наибольший
диаметр 6000 мм) из нержавеющей
аустенитной стали. Нижняя часть
корпуса образует напорную каме-
ру, в которую по трубопроводам
поступает натрий от насосов. Про-
текая снизу вверх через активную
зону и зону воспроизводства, натрий
нагревается и через верхнюю смеси-
тельную камеру корпуса по трубо-
проводам направляется в теплооб-
менники. Для предотвращения утеч-
ки натрия при разгерметизации ос-
новной корпус заключен в страхо-
вочный кожух. Внутренняя поверх-
ность корпуса и выходные патруб-
ки имеют экраны, снижающие тем-
пературные напряжения при быст-
ром изменении температуры тепло-
носителя. Охлаждение корпуса
обеспечивается «холодным» натри-
ем, протекающим из напорной ка-
меры в зазоре между стенками кор-
пуса и тепловым экраном. В каче-
стве материала биологической за-
щиты вне реактора использованы
железорудный концентрат, графит,
сталь, бетон.
Верхняя часть корпуса служит
опорой для двух поворотных про-
бок (2 — большая, 3 — малая), обе-
спечивающих наведение механизма
перегрузки на топливную сборку ак-
тивной зоны или зоны воспроизвод-
ства. Поворотные пробки одновре-
менно служат верхней биологиче-
ской защитой. Для их герметизации
используют гидравлические уплот-
нения с эвтектическим сплавом.
Топливные сборки загружают и
выгружают комплексом механиз-
мов: механизмом перегрузки 9,
установленным на малой поворот-
ной пробке 3 и переставляющим
топливные сборки внутри реактора;
элеваторами загрузки — выгрузки,
транспортирующими топливные
сборки из реактора в перегрузоч-
ный бокс 6 и обратно; механизмом
передачи топливных сборок 5, рас-
положенным в герметичном боксе
и передающим отработанные топ-
ливные сборки из реактора во
внешнее хранилище и свежие — из
хранилища в реактор.
Как это следует из тепловой схе-
мы АЭС с БП-350 (рис. 14.2), жид-
кий натрий прокачивается по перво-
му контуру через реактор 1 насо-
сом 3 и по промежуточному конту-
ру насосом 9. Насос 3 имеет биоло-
гическую защиту, но конструктивно
эти насосы одинаковы: центробеж-
ные консольные насосы со свобод-
но фиксированным уровнем нат-
рия и механическим уплотнением.
Теплообменник 2 промежуточного
контура представляет собой бак с
погруженными в него змеевиками,
внутри которых протекает натрий
промежуточного контура.
Натрий первого контура прохо-
дит дроссельную решетку, вырав-
нивающую расход натрия по сече-
нию теплообменника, и омывает
змеевики теплообменника снаружи.
Давление в первом и промежуточ-
ном контурах создается за счет га-
зовой системы (используется ар-
гон). Теплоноситель промежуточно-
го контура омывает снаружи змее-
виковые поверхности нагрева паро-
перегревателя 17 и испарителей 16,
состоящие из трубок Фильда с есте-
ственной циркуляцией в 16. В ис-
парителях по стороне натрия пре-
дусмотрен в верхней части газовый
объем для вывода газообразных
продуктов реакции взаимодействия
натрия с водой при возможных ава-
рийных разуплотнениях трубной
системы. Газовые объемы всех ис-
парителей соединены со специаль-
ной емкостью вне парогенераторно-
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
251
го помещения. Перегретый пар по-
ступает в общий паропровод 15 и
из него к турбинам 10, но может че-
рез РОУ 14 сбрасываться в техно-
логический конденсатор 13. Конден-
сат этого пара насосом 11 закачи-
вается в деаэратор.
После турбин пар при давлении
0,6 МПа поступает в мощные опрес-
нительные установки по линии 12 с
возвратом в деаэратор 6 конденсата
этого пара по линии 8. В деаэратор
из опреснительной установки на-
правляют также добавочную воду 7
для восполнения убыли в системе
станции. Из деаэратора питатель-
ный насос 5 через регенеративный
подогреватель 4 подаст конденсат в
испарительные поверхности пароге-
нератора 16. Образовавшийся в них
насыщенный пар перегревается в
пароперегревателе 17.
Конденсация пара в опресни-
тельных установках исключает при-
сос естественных примесей в пита-
тельную воду парогенераторов, так
как давление пара выше, чем испа-
ряемой воды. Однако поступление в
нее продуктов коррозии стали вы-
звало определенные затруднения в
организации водного режима паро-
генератора. Естественная циркуля-
ция в испарителях парогенерирую-
щей установки целесообразна, так
как существует возможность про-
дувки испарителей, но принятая их
конструкция с U-образными трубка-
ми Фильда затрудняла вывод желе-
зоокисного шлама и способствовала
его отложениям в нижних (поворот-
ных) участках трубок. Такие отло-
жения особенно нежелательны в ус-
ловиях повышенных тепловых на-
грузок для жндкометаллического
теплоносителя. В связи с этим в
питательную воду парогенерирую-
щей установки дозируется трилон Б,
как это изложено в § 5.8 для паро-
генераторов АЭС с ВВЭР. Тем са-
мым в воде испарителей железо-
окисные соединения оказываются в
растворенном состоянии и эффек-
тивно удаляются с продувкой.
14.3. АЭС С РЕАКТОРОМ БН-600
Серийные паровые турбины
обычной теплоэнергетики как высо-
кого, так и сверхвысокого давления
рассчитаны на начальный и проме-
жуточный перегревы пара. Реакто-
ры с натриевым теплоносителем
представляют возможность исполь-
зования таких турбин, которая реа-
лизована на третьем блоке Белояр-
ской АЭС, работающем с 1980 г. с
реактором БН-600. Основные харак-
теристики этого блока приведены в
§ 14.2. Сопоставление этих данных с
характеристиками для БН-350 пока-
зывает, что БН-600 является даль-
нейшим развитием реакторов с на-
триевым охлаждением не только по
мощности (600 МВт), но, главное,
Рис. 14.3. Упрощенная схема установки
третьего блока БАЭС с реактором БН-600:
1 — реакторная установка баковой компоновки;
2 — натриевый насос первого контура;
3 — промежуточный теплообменник;
4 — натриевый насос промежуточного контура;
.5 — питательный насос;
6 — парогенератор;
Z — ЦВД турбины;
8 — ЦСД турбины;
9 — ЦНД турбины;
10 — конденсатор;
11 — конденсатный насос
252
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
по температурам натрия после ре-
актора и после промежуточного на-
триевого теплообменника, что по-
зволило существенно повысить тем-
пературу перегретого пара.
На рис. 14.3 представлена упро-
щенная схема АЭС с реактором
БН-600, компоновка которого при-
нята интегральной бакового типа
(рис. 14.4). Активная зона, насосы,
промежуточные теплообменники и
биологическая защита размещены
совместно в корпусе реактора. Теп-
лоноситель первого корпуса дви-
Рпс. 14.4. Баковая (интегральная) компо-
новка реактора БН-600:
1 — опорный пояс;
2 — корпус;
3 — насос;
4 — электродвигатель;
5 — поворотные пробки;
6 — верхняя неподвижная защита;
7 — теплообменник;
8 — центральная колонна с механизмами СУЗ;
9 — механизм перегрузки
жется внутри корпуса реактора по
трем параллельным петлям, каждая
из которых включает в себя два
теплообменника 7 и циркуляцион-
ный центробежный насос погружно-
го типа с двусторонним всасывани-
ем. Насосы 3 снабжены обратными
клапанами. Циркуляция натрия в
каждой петле промежуточного кон-
тура осуществляется центробежным
насосом погружного типа с односто-
ронним всасыванием. Активная зо-
на и зона воспроизводства смонти-
рованы в напорной камере, где рас-
ход теплоносителя распределяется
по топливным сборкам соответ-
ственно их тепловыделению. Актив-
ная зона по торцам и периметру
окружена экранами — зоной воспро-
изводства, состоящей из сборок, за-
полненных двуокисью обедненного
урана.
Корпус 2 реактора представляет
собой бак цилиндрической формы с
эллиптическим днищем и кониче-
ской верхней частью. Корпус через
опорный пояс установлен на катко-
вые опоры фундамента. Внутри кор-
пуса помещена металлоконструк-
ция коробчатого типа — опорный
пояс 1, на котором укреплена на-
порная камера с активной зоной,
зоной воспроизводства и хранили-
щем, а также внутрикорпусная био-
логическая защита. Три насоса пер-
вого контура и шесть промежуточ-
ных теплообменников смонтированы
в цилиндрических стаканах на опор-
ном поясе. В верхней части корпус
имеет соответственно шесть отвер-
стий для установки теплообменни-
ков и три отверстия — для насосов.
Компенсация разности температур-
ных перемещений между стаканами
теплообменников и насосов, а также
между корпусом и страховочным
кожухом обеспечивается сильфон-
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
253
пыми компенсаторами. Стенки бака
имеют принудительное охлаждение
«холодным» натрием из напорной
камеры. Биологическая защита со-
стоит из цилиндрических стальных
экранов, стальных болванок и труб
с графитовым заполнителем. Бак
реактора заключен в страховочный
кожух. Верхняя часть кожуха слу-
жит опорой для поворотной проб-
ки 5 и поворотной колонны, обеспе-
чивающих наведение механизма пе-
регрузки 9 на топливную сборку.
Одновременно поворотная пробка и
поворотная колонна служат биоло-
гической защитой.
Топливные сборки загружают и
выгружают комплексом механиз-
мов, куда входят: два механизма
перегрузки, установленные на пово-
ротной колонке; два элеватора (за-
грузки и выгрузки); механизм пере-
дачи поворотного типа, размещен-
ный в герметичном боксе.
Для АЭС с БП-600 применены
серийные турбины мощностью по
200 МВт с давлением пара перед
турбиной 13 МПа. Однако прису-
щие этой турбине температуры пе-
регрева пара перед турбиной и про-
межуточная 540°С не могли быть
достигнуты из-за недостаточной
температуры натрия после проме-
жуточного теплообменника (520°С).
В связи с этим для турбин установ-
ки БН-600 и начальный и промежу-
точный перегрев пара составляет
505°С. Соответствующий процесс в
h s-диаграмме приведен на рис. 14.5.
Сравнение этого рисунка с рис. 3.9
для турбины насыщенного пара
среднего давления наглядно свиде-
Рис. 14.5. /zs-диаграмма турбины К-200-130
для условий работы третьего блока БАЭС
Таблица 14.1. Сравнение теплоперепадов в турбинах перегретого пара высокого давления
и насыщенного пара среднего давления
Энтальпии, кДж/кг Т урбины
насыщенного пара среднего давления перегретого пара высокого давления
Перед ЦВД 3360
После ЦВД — 2966
Перед ЦСД 2770 3467
После ЦСД 2400 2935
Перед ЦНД 3000 2935
После ЦНД 2415 2344
Суммарный теплоперепад в турбине 955 1523
254
Глава 14. Атомные электростанции с натриевым теплоносителем
тельствует о преимуществах турбин
перегретого пара (в условиях неза-
висимого выбора давления пара),
которые связаны с большим
суммарным теплоперепадом
(табл. 14.1) в турбине (т. е. мень-
шими расходами пара) и соответ-
ственно более высоким термическим
КПД — для АЭС с БН-600 он со-
ставляет 40%.
В табл. 14.1 суммарные тепло-
перепады в сопоставляемых турби-
нах различаются в 1,6 раза. Соот-
ветственно в 1,6 раза будут отли-
чаться расходы пара и расходы ох-
лаждающей воды конденсаторов,
что также является преимуществом
турбин перегретого пара.
Для жидкометаллического теп-
лоносителя необходимость остано-
вов и пусков установки должна
быть сведена к минимуму. В связи
с этим конструкция парогенератора
для высоких, но докритических дав-
лений целесообразна барабанного
типа с многократной циркуляцией.
Это позволило бы при надлежащей
организации водного режима и ус-
тановке 100%-ной очистки турбин-
ного конденсата исключить химиче-
ские эксплуатационные очистки па-
рогенератора для удаления внутрен-
них отложений. Эксплуатация бло-
ка БН-600 с прямоточными пароге-
нераторами докритического давле-
ния подтверждает это положение.
Принципиально возможно для АЭС
с натриевым теплоносителем ис-
пользование также и парогенерато-
ров сверхкритических параметров.
Для турбины К-200-130 тепловая
схема установки представлена на
рис. 14.6, а компоновка блока
БН-600 приведена на рис. 14.7.
Дальнейшее развитие АЭС с ре-
акторами па быстрых нейтронах с
натриевым теплоносителем предпо-
лагает рост выходных температур
теплоносителя для повышения тем-
ператур перегрева и соответственно
тепловой экономичности блоков.
Предполагается и увеличение их
Рис. 14.6. Принципиальная тепловая схема
паротурбинной установки третьего блока
БАЭС:
1 — ЦВД;
2 - ЦСД;
3 - ЦНД;
4 — конденсатор;
5—-конденсатный насос первого подъема;
6 — конденсатоочистка;
7 — конденсатный насос второго подъема;
8 — ПНД;
9 — дренажный насос;
10 — деаэратор;
11 — питательный насос;
12 — ПВД
единичной мощности. Кроме того,
рассматриваются варианты осу-
ществления промежуточного пере-
грева пара. Для БП-600 он осу-
ществлен в пределах парогенерато-
ра до температуры свежего пара по
аналогии с обычными ТЭС
(рис. 14.8, а). Это, в частности, по-
зволило применить серийные паро-
вые турбины перегретого пара. Од-
нако опыт эксплуатации показал,
что при этом осложняются режимы
останова и особенно пуска установ-
ки, когда могут возникнуть тепло-
вые удары при поступлении «холод-
63,40
256
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
а)
Na
В)
Na
цнд Рис. 14.8. Варианты осу-
ществления промежуточ-
ного перегрева пара для
энергоблоков с реакто-
ром БЫ:
а — до температуры све-
жего пара, натриевый;
температуры
пара (б — на-
е — паровой)
б, в — ниже
свежего
триевый,
него» пара из ЦВД в про-
межуточный пароперегреватель. На
рис. 14.8, б, в для энергоблоков с
реакторами БН представлены ва-
рианты выполнения промежуточно-
го перегрева пара, повышающие на-
дежность работы, но при этом тем-
пература перегрева перед ЦСД бу-
дет ниже температуры свежего па-
ра, обычно применяемой для серий-
ных блоков. Это потребует некото-
рых изменений в конструкции ЦСД
(а возможно, и ЦНД) в сравнении
с серийными машинами.
ГЛАВА 15
АТОМНЫЕ СТАНЦИИ С ГАЗОВЫМ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
15.1. ПРЕИМУЩЕСТВА И НЕДОСТАТКИ
ГАЗОВЫХ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ
ДЛЯ АЭС
Главное преимущество газовых
теплоносителей — возможность по-
лучения высоких температур после
реактора. Это открывает возмож-
ность использования па двухкон-
турных АЭС серийных высокоэф-
фективных турбин обычной тепло-
энергетики, что удешевляет АЭС, а
в перспективе — создание однокон-
турных АЭС с газовыми турбинами.
Высокие температуры газового
теплоносителя позволяют рассмат-
ривать АЭС как объект, выраба-
тывающий электроэнергию, с одно-
временным снабжением промыш-
ленности высокопотенциальной и
низкопотепциальной теплотой, вы-
свобождая значительные количества
органических топлив, затрачивае-
мых на эти цели в настоящее время.
Все действующие АЭС с газо-
вым теплоносителем работают как
двухконтурные с реакторами на теп-
ловых нейтронах с графитовым за-
медлителем. Из числа радиационно-
стойких газовых теплоносителей
можно рассматривать СО2 и гелий.
Использование графита в качестве
замедлителя ограничивает предель-
ную температуру для СО2, так как
при высоких температурах она в
процессе диссоциации взаимодей-
ствует с графитом. Это приводит к
выносу графита из активной зоны и
восстановлению СО> до СО с соот-
ветствующим ухудшением свойств
теплоносителя. От этого недостатка
свободен гелий. В связи с этим
именно гслийохлаждасмые реакто-
ры (см. § 15.3) называют высоко-
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
257
температурными газовыми реакто-
рами (ВТГР), позволяющими снаб-
жать промышленность не только
электроэнергией, но и высокопотен-
циальной теплотой. Что же касается
АЭС с углекислотным охлаждением,
то их промышленное назначение ог-
раничивается выработкой электро-
энергии.
Важное преимущество газооб-
разного теплоносителя — отсут-
ствие взаимодействия с конструк-
ционными материалами. Однако,
как это показано в § 15.2, для угле-
кислоты это имеет место только в
отсутствие ее взаимодействия с вла-
гой. Имеющиеся другие недостатки
АЭС с газообразным, особенно уг-
лекислотным, теплоносителем свя-
заны с его невысокой плотностью.
Для получения достаточно высоких
коэффициентов теплопередачи необ-
ходимы существенные скорости га-
за и специальное профилирование
поверхностей теплообмена. Это вы-
зывает значительные сопротивления
газового тракта. Невысокая плот-
ность газов приводит также к боль-
шим объемам перекачиваемого теп-
лоносителя, что само по себе увели-
чивает затраты на перекачку тепло-
носителя; значительные сопротив-
ления (см. выше) способствуют то-
му же. В результате расход элек-
троэнергии только на привод газо-
дувки, например для углекислотно-
го теплоносителя, в 2—3 раза пре-
вышает полный расход электроэнер-
гии на собственные нужды АЭС с
водным теплоносителем.
Малая теплоемкость газа требу-
ет больших расходов газовых теп-
лоносителей в сравнении с водой.
Это, в свою очередь, вызывает зна-
чительные габариты как самих ре-
акторов, так,и парогенераторов, со-
ответственно удорожая и оборудо-
вание АЭС и ее строительные кон-
струкции. Поэтому газоохлаждае-
мые АЭС — самые дорогие из АЭС
с реакторами на тепловых нейтро-
нах.
15.2. АЭС С УГЛЕКИСЛОТНЫМ
ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ
В качестве теплоносителя СОг
была применена прежде всего на
первой АЭС Великобритании (Кол-
дер-Холл), что объяснялось назна-
чением этой станции — получение
плутония при использовании в ак-
тивной зоне природного урана. По-
ложительный опыт работы этой
станции побудил сохранить этот
Рис. 15.1. Основные показатели английских
АЭС с теплоносителем СОг и магноксовы-
ми оболочками твэлов
258
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
тип и на последующих АЭС. Не-
сколько АЭС с углекислотным теп-
лоносителем действуют также во
Франции и по одной АЭС в Японии,
Италии п Испании.
Основные характеристики АЭС
Колдер-Холл приведены на рис. 15.1,
а упрощенная ее. тепловая схема —
на рис. 15.2. Применение магниево-
Рис. 15.2. Упрощенная тепловая схема АЭС
Колдер-Холл:
1 — реактор;
2 — парогенератор;
3 — пароперегреватель повышенного давления;
4 — водяной экономайзер второй ступени повы-
шенного давления;
5 — парообразующая поверхность повышенного
давления;
6 — пароперегреватель низкого давления;
7 — парообразующая поверхность низкого давле-
ния;
8 — регулирующий клапан питания повышенного
давления;
9 — водяной экономайзер повышенного давления
(общий);
10 — газодувка;
11 — барабан-сепаратор повышенного давления;
12 — циркуляционный насос повышенного давле-
ния;
13 — циркуляционный насос низкого давления;
14 — регулирующий клапан питания низкого дав-
ления;
1 5—питательный насос повышенного давления;
16 — паровой коллектор повышенного давления;
17 — паровая турбина;
18 — паровой коллектор низкого давления;
19 — конденсатор;
20 — конденсатный пасос;
21 — подогреватель на сбросе пара эжекторов;
22 — вакуумный деаэратор
го сплава («магнокс»), благоприят-
ного по своим ядерно-физиче-
ским характеристикам, ограни-
чивает температуру оболочек твэлов
(~400°С). В связи с этим темпера-
тура СО2 после реактора АЭС Кол-
дер-Холл составляла всего 336°С.
Так как расход СО2 через реактор
тем меньше, чем больше перепад
температур газа па выходе и входе
реактора, то температура СО2 после
парогенератора, т. е. при входе в
реактор, принята равной 140°С. Это
предопределило отказ от регенера-
тивного подогрева после деаэрато-
ра, что снизило тепловую экономич-
ность АЭС. Вторым обстоятель-
ством, также способствовавшим
низкой экономичности АЭС, явилась
невысокая температура СО2 после
реактора и соответственно низкие
параметры пара после парогенера-
тора. В результате КПД брутто
АЭС Колдер-Холл составил всего
25,6%, а КПД нетто (с учетом всех
собственных нужд и прежде всего
расхода на привод газодувки)—
18,5%. Для достижения даже этих
невысоких показателей тепловой
экономичности на станции при-
шлось применить пароводяной цикл
двух давлений, причем для каждого
из них использованы не только па-
рообразующие, но и экономайзер-
ные и перегревательные поверхно-
сти нагрева.' Причины этого видны
из рис. 15.3. В сравнении с водным
теплоносителем (~30°С для ВВЭР)
перепад температур СО2 в реакторе
существенно выше ( —200°С), по-
этому применение насыщенного па-
ра одного давления как при отсут-
ствии (рис. 15.3, а), так и при на-
личии водяного экономайзера
(рис. 15.3, б) привело бы к низким
давлениям пара перед турбиной.
Для достижения указанной выше
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
259
Рис. 15.3. /Q-диаграммы для
а—без водяного экономайзера
и без пароперегревателя;
б — с водяным экономайзером и
без пароперегревателя;
в —с водяным экономайзером и
с пароперегревателем при
АЭС с газовым теплоносителем:
выработке пара двух давле-
ний;
1 — водяной экономайзер общий:
2 — парообразование низкого
давления;
3 — перегрев пара низкого дав-
ления;
4 — вторая ступень водяного
экономайзера;
5 — парообразование повышен-
ного давления;
6 — перегрев пара повышенного
давления
тепловой экономичности АЭС Кол-
дер-Холл на ней применен цикл с
перегретым паром двух давлений,
преимущества которого видны из
рис. 15.3,в. Соответствующее рас-
положение отдельных поверхностей
нагрева в парогенераторе показано
на рис. 15.2. Параметры пара перед
турбиной для части повышенного
давления—1,4 МПа, 310°С, для
низкого давления — 0,37 МПа,
170°С.
Из рис. 15.3, в видна необходи-
мость низких температур питатель-
ной воды (40°С) на входе в паро-
генератор, что потребовало установ-
ки вакуумного деаэратора и огра-
ничения регенеративного подогрева
одним ПНД (см. рис. 15.2). В эк-
сплуатации параметры части повы-
шенного давления поддерживаются
постоянными, а остальная часть па-
рогенератора работает при перемен-
ном давлении, причем при мини-
мальной нагрузке давление стано-
вится почти таким же, как и в части
повышенного давления. Поэтому
вся парогенераторная установка
рассчитана на повышенное давле-
ние, а питательный насос (15 па
рис. 15.2)—общий для обеих час-
тей, так же как и водяной эконо-
майзер 9. После него питательный
трубопровод раздваивается на ли-
нии низкого и повышенного давле-
ний, с установкой отдельных регу-
лирующих клапанов питания.
Общее взаимное направление по-
токов теплоносителя и рабочей сре-
ды принято противоточным. Стрем-
ление к компактности всей уста-
новки предопределило использова-
ние многократной принудительной
циркуляции, осуществляемой насо-
сами 13 и 12. На АЭС общей мощ-
ностью 46 МВт установлены четыре
парогенератора и две турбины. Все
парогенераторы работают на общие
паровые коллекторы повышенно-
го 16 и низкого давления 18, рас-
положенные в машинном зале. Ма-
лая коррозионная агрессивность
СО2 позволила поверхности нагрева
парогенератора и паропровода вы-
полнить из простой углеродистой
стали. Поэтому для добавочной во-
260
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
ды не требуется обессоливания —
достаточно только умягчения. Пар
повышенного давления подводится
к головной части турбины, а низ-
кого— к одной из ее промежуточ-
ных ступеней.
Один из недостатков реакторов
с газовым теплоносителем — боль-
шой расход электроэнергии на пе-
рекачку газа. Для уменьшения этих
затрат теплоноситель (углекислота)
прокачивается через реактор газо-
дувкой, установленной па «холод-
ной» стороне. Температура газа на
выходе из газодувки поддерживает-
ся постоянной — 135°С, давление
СО2 —0,7 МПа. Производитель-
ность газодувки регулируется изме-
нением частоты вращения ее рото-
ра. Расход электроэнергии на соб-
ственные нужды только на привод
газодувки составляет 17%.
В процессе работы возможно
проникновение в теплоноситель гра-
фитовой пыли и оксидов железа,
поэтому около 2% расхода тепло-
носителя отводится из напорной ли-
нии газодувки в фильтрационную
установку с возвратом к всасу газо-
дувки. Всего в контуре содержится
25 т СО2. Для заполнения реактора
и всего первого контура газом, а
также для восполнения потерь име-
ется хранилище теплоносителя.
Углекислоту в жидком виде приво-
зят на станцию в автоцистернах и
хранят при давлении 2,46 МПа в
жидком состоянии (с помощью
фреонового охлаждения) в четырех
резервуарах емкостью 4 т каждый.
Перед поступлением в систему теп-
лоноситель переводят в газообраз-
ное состояние и затем подают в
контур под давлением 1,05 МПа.
Компоновка атомной электростан-
ции Колдер-Холл разомкнутая.
Она принята полуоткрытой — каж-
дый реактор расположен в отдель-
ном помещении, а снаружи, по сто-
ронам реакторного здания, под от-
крытым небом установлены пароге-
нераторы, покрытые тепловой изо-
ляцией и водонепроницаемым соста-
вом. Турбогенераторы расположены
в отдельном помещении.
По типу атомной электростан-
ции Колдер-Холл в Англии было
построено еще шесть других. Они
характеризовались усовершенство-
ванием активной зоны и некоторым
повышением давления и выходной
температуры углекислоты (см.
рис. 15.1). В связи с этим удалось
несколько улучшить параметры па-
ра п снизить расход электроэнергии
на газодувку до 12%. Кроме того,
температура перегрева пара для
обеих ступеней давления была при-
нята одинаковой, что повысило теп-
ловую экономичность этих станций
по сравнению со станцией Колдер-
Холл. Турбины также имеют подвод
пара двух давлений. Несколько от-
личается только тепловая схема
атомной электростанции Данджнесс
«А» (рис. 15.4). Парогенератор про-
изводит пар двух давлений — высо-
кого и среднего, но турбина 21 ра-
ботает на перегретом паре только
среднего давления. Конденсат тур-
бины проходит через систему реге-
неративного подогрева и затем при
температуре 180°С питательными
насосами 18 и 15 подается соответ-
ственно в водяные экономайзеры
среднего и высокого давлений. Пар
из пароперегревателя высокого дав-
ления 7 поступает на вспомогатель-
ную турбину 16, приводящую в дви-
жение газодувку 12. Турбина имеет
противодавление, отвечающее пару
среднего давления, на котором ра-
ботает основная турбина. Пар после
вспомогательной турбины доступа-
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
261
Рис. 15.4. Упрощенная тепловая схе-
ма АЭС Данджпес А:
1 — реактор;
2 — циркуляционный насос среднего дав-
ления;
3—барабан-сепаратор среднего давле-
ния;
4 — Парогенератор;
5 — вторичный пароперегреватель;
6 — пароперегреватель среднего давления;
7 — пароперегреватель высокого давления;
8 — парообразующая поверхность средне-
го давления;
9 — парообразующая поверхность высоко-
го давления;
10 — водяной экономайзер среднего давле-
ния;
11 — водяной экономайзер высокого давле-
на я;
12 — газодувка;
13 — барабан-сепаратор высокого давле-
ния;
14 — циркуляционный насос высокого дав-
ления;
15 — питательный насос высокого давления;
16 —паровой привод газодувки:
17 — деаэратор;
18 — питательный насос среднего давле-
ния
19 — ППД:
20 — ПВД;
21 — паровая турбина;
22 - конденсатор;
23 — конденсатный насос
ет во вторичный пароперегрева-
тель 5 и перегревается до той же
температуры, что и свежий пар
среднего давления. Оба эти потока
смешиваются и направляются для
работы в основную турбину. У элек-
тростанции Данджнесс «А» КПД
равен 33% (см. рис. 15.1), что за-
метно выше, чем у станции Колдер-
Холл.
Из рис. 15.1 видно, что развитие
рассмотренных АЭС шло по пути
повышения температуры газа перед
реактором. Для того чтобы при
этом не было увеличения объема
перекачиваемого теплоносителя,
давление его повышалось. Это же
обстоятельство в сочетании с улуч-
шенным оребрением твэлов позво-
лило интенсифицировать теплооб-
мен в реакторе, допустило поэтому
увеличение температуры газа после
реактора и соответственно темпера-
туры пара. Результатом явился су-
щественный рост КПД нетто стан-
ции, а применение железобетонных
корпусов реакторов вместо сталь-
ных удешевило АЭС, особенно при
больших мощностях.
Дальнейшее совершенствование
АЭС с углекислотным охлаждением
и графитовым замедлителем было
практически исчерпано для условии
применения оболочек твэлов из маг-
ниевого сплава. Для существенного
продвижения вперед необходимо
значительно повысить температуру
углекислоты на входе и выходе.
Это позволило бы повысить КПД
всей установки за счет перехода к
циклу одного давления с высокими
начальными параметрами пара. Та-
кое повышение температуры после
реактора могло быть осуществлено
только при переходе к другим кон-
струкционным материалам оболочек
твэлов и, следовательно, к обогаще-
262
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
нию урана с применением его в ви-
де двуокиси.
Вначале этот путь был опробо-
ван на экспериментальной АЭС в
Уиндскейле с электрической мощ-
ностью 33 МВт (тепловая мощность
100 МВт), на которой давление уг-
лекислоты было доведено до
1,9 МПа; для оболочек твэлов была
использована нержавеющая сталь;
топливом принята двуокись урана с
обогащением 1,75%; температура
углекислоты на входе в реактор
250—325°С и на выходе 500—575°С.
Первой мощной АЭС такого типа
была атомная электростанция Дан-
джнесс «В», КПД которой 41,5%.
Она имеет электрическую мощность
1200 МВт — два реактора мощ-
ностью 600 МВт каждый. Реактор,
газодувки и прямоточные парогене-
раторы размещены в общем корпусе
из предварительно напряженного
железобетона. Стены корпуса из-
нутри защищены нержавеющей
сталью и имеют водяное охлажде-
ние. На один реактор установлены
четыре парогенератора, каждый со
своей газодувкой. Давление угле-
кислоты 3,2 МПа — наивысшее из
всех английских станций. Турбоге-
нераторы мощностью 600 МВт каж-
дый работают на перегретом паре
с давлением 16,3 МПа и 565°С. Про-
межуточный перегрев осуществляет-
ся до той же температуры при дав-
лении 3,9 МПа. Температура тепло-
носителя перед активной зоной
320°С, после активной зоны 675°С.
Топливо — обогащенная (~2%)
двуокись урана в оболочке из не-
ржавающей стали. В дальнейшем
были введены еще две такие АЭС.
Однако последующее строительство
таких электростанций в Великобри-
тании было прекращено.
; Для мировой атомной энергети-
ки на тепловых нейтронах харак-
терно использование в основном
водного теплоносителя. В последние
годы переход к водному теплоно-
сителю начался и в Великобрита-
нии. Причиной послужило аварий-
ное положение находящихся в дли-
тельной эксплуатации реакторов,
связанное с коррозионным разру-
шением стальных опорных кон-
струкций парогенераторов. Сама по
себе газообразная СО2 не вызывает
коррозии стали, однако так как дав-
ление углекислоты ниже, чем в па-
роводяной части, то в углекислоту
через неплотности проникала вла-
га. Это вызывало коррозию и раз-
рушение многих стальных деталей
и узлов несущих конструкций.
15.3. АЭС С ГЕЛИЕВЫМ
ТЕПЛОНОСИТЕЛ ЕМ
В сравнении с СО2 гелий имеет
существенные преимущества. Гелий
инертен и даже при очень высоких
температурах не вступает в хими-
ческие соединения, не агрессивен по
отношению к карбидам, в форме ко-
торых возможно использование
ядерного горючего в реакторах на
быстрых нейтронах. В сравнении с
жидкометаллическим теплоносите-
лем (см. гл. 14) гелий упрощает
эксплуатацию АЭС на быстрых ней-
тронах, удешевляет оборудование
такой АЭС, ускоряет ее строитель-
ство. Тсплофизические свойства ге-
лия позволяют получать в активной
зоне, особенно при давлении
30,0 МПа, существенно большие
теплосъемы, чем при углекислоте.
Поэтому гелий рассматривается в
настоящее время как возможный
теплоноситель для реакторов на
быстрых нейтронах, хотя в сравне-
нии с жидкометаллическим тепло-
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
263
Рис. 15.5. Варианты использования ВТГР в составе АЭС:
а, б — выработка только
электроэнергии тур-
бинами на СКП (о)
и ДКП (б);
в — выработка электро-
энергии и отпуск
низкопотенциальной
теплоты;
г — выработка электро-
энергии и отпуск вы-
сокопотенциальпой
теплоты;
д — выработка электро-
энергии и отпуск
низкопотенциалыюи
и высокопопенциаль-
ной теплоты;
е — отпуск низкопотси-
циальной и высоко-
потепциалыюп теп-
лоты; без выработки
электроэнергии;
1 — реактор;
2 — парогенератор;
3 — газодувка;
4 — паровая турбина;
5 — конденсатор;
6 — питательный насос;
7 — низкопотенцпальиып
теплообменник;
8 — высокопотециальный
теплообменник
носителем интенсивность тепло-
съсма в реакторе на гелии относи-
тельно невелика. Динамические осо-
бенности и меньшая теплоемкость
активной зоны на быстрых нейтро-
нах па гелиевом теплоносителе ус-
ложняют ее создание. Соответ-
ствующие разработки ведутся, но
еще не доведены до промышленной
реализации.
Более проработано применение
гелия для АЭС с реакторами на
тепловых нейтронах. Как указыва-
лось в § 15.1, при этом возможны
как двухкоптурная, так и однокон-
турная схемы АЭС. Для однокон-
турной схемы рекомендуется давле-
ние гелия, равное 9,0 МПа, но при
этом усложняется борьба с утечка-
ми теплоносителя — повышенная те-
кучесть — один из недостатков ге-
лия наряду с его дороговизной.
В связи с этим пока гелий является
теплоносителем только для двух-
контурных АЭС. В сравнении с вод-
ным теплоносителем преимущества
гелия заключаются в возможности
достижения очень высоких темпера-
тур газа (см. § 15.1). На рис. 15.5
представлены основные варианты
использования высокотемператур-
ных газовых реакторов (ВТГР) с
гелиевым охлаждением. Как видно
из рисунка, ВТГР рассматриваются
в качестве источника комплексного
производства различных видов
264
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
энергии. Особое значение они при-
обретают для вытеснения органиче-
ского топлива из энергоемких тех-
нологических процессов, причем
требующих часто высокопотенци-
альной теплоты (ВПТ). Некоторые
технологические процессы исполь-
зуют высокие температуры, равные
950—1050°С. Получить соответ-
ствующие температуры гелия на
выходе из реактора пока невозмож-
но. В настоящее время двухконтур-
ные схемы позволяют получать по-
сле реактора температуры гелия до
750°С. При этом можно рассматри-
вать подогрев теплоносителя до бо-
лее высоких температур за преде-
лами АЭС, например в электродуго-
вых установках. В этом случае ор-
ганическое топливо окажется вы-
тесненным не полностью, но в очень
большой мере.
Вытеснение органического топ-
лива за счет АЭС с ВТГР улучшает
чистоту воздушного бассейна. Вы-
бор места расположения АЭС с
ВТГР зависит от их назначения.
При выработке ими ВПТ и низко-
потенциалыюй теплоты (НПТ) сле-
дует располагать ВТГР по возмож-
ности ближе к потребителям тепло-
ты. Высокий КПД АЭС с ВТГР спо-
собствует уменьшению расхода па-
ра на турбину и в конденсатор, т. е.
уменьшает потребные расходы цир-
куляционной охлаждающей воды
конденсаторов. Соответственно, с
одной стороны, уменьшается тепло-
вое «загрязнение» водоемов п, с
другой стороны, облегчается выбор
участка для размещения АЭС, ^Боль-
шое преимущество ВТГР — практи-
ческое отсутствие активации тепло-
носителя при поддержании его вы-
сокой чистоты в нормальной эк-
сплуатации, что облегчает проведе-
ние ремонтных работ и не требует
систематической сложной дезакти-
вации элементов контура.
Отличительная особенность
ВТГР — относительно низкая энер-
гонапряженность активной зоны
реактора, составляющая около 5—-
8 МВт/м3. Реактор тепловой мощ-
ностью 3000 МВт имеет объем ак-
тивной зоны 400—500 м3. В связи с
этим мощные реакторы такого типа
можно размещать только в корпу-
сах из предварительно напряженно-
го железобетона.^ В монолитном
железобетонном цилиндре, предва-
рительное напряжение которого до-
стигается с помощью натянутых
домкратами тросов, предусмотрено
несколько полостей, в которых рас-
полагают основное оборудование
первого контура: активную зону,
стержни СУЗ, отражатель, пароге-
нераторы, теплообменники, газодув-
ки — интегральная компоновка.
С точки зрения возможного растрес-
кивания корпус из предварительно
напряженного железобетона пред-
почтительнее стального. В стальном
корпусе возможен внезапный (типа
взрывного) разрыв, в бетонном кор-
пусе такой разрыв исключается.
К другим преимуществам такого
корпуса можно отнести повышен-
ную сейсмическую стойкость, а так-
же возможность использования его
в качестве биологической защиты и
склонность к «самозалечиванию»
трещин, возникающих в процессе
работы.
К настоящему времени в мире
построено и испытано три опытных
реактора на тепловых нейтронах
электрической мощностью ' до
40 МВт. Кроме того, в США дей-
ствует прототиппая АЭС «Форт-
Сент-Врейн» на 330 МВт и проек-
тируется аналогичный реактор боль-
шей мощности. В ФРГ сооружается
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
265
Таблица 15.1. Основные ВТГР параметры действующих, строящихся и проектируемых АЭС с
Наименование США, I1TGR «Форт-Сент- Врейц». действующая АЭС США, IITGR, проект ФРГ, THTR строящаяся СССР, ВГР-400, проект СССР, ВГ-50, строящаяся
Мощность, МВт:
тепловая 842 3000 750 1000 150
электрическая 330 1160 300 200—250* 50
Коэффициент полезного действия, % 39,2 39,0 40,5 70 38,0
Материал корпуса реактора ПНЖБ ПНЖБ ПНЖБ ПНЖБ Сталь
Давление гелия, МПа Температура гелия, °C: 4,9 4,9 3,9 5,0 4,0
па выходе реактора 700 750 750 950 800
на входе в парогенера- тор 700 750 750 750** 800
па выходе из парогене- ратора 400 340 260 350 280
Число газодувок, шт. 4 6 6 4 2
Максимальная температура топлива, С 1260 1410 1050 1300 1250
Размеры активной зоны диаметр/высота, м 6,5/5,2 8,5/6,4 5,6/5,0 6,4/4,0 2,8/4,0
Температура свежего пара, 538 538 540 535 535
Давление пара, МПа 16,9 17,7 19,0 17,0 9,0
Число паровых турбин, шт. 1 2 1 1 1
Число парогенераторов, шт. 2X6 6 6 4 2
* В зависимости от количества теплоты, отдаваемой в технологическое производство.
** Теплота с потенциалом от 950 до 75СРС отдается в технологическое производство; параметры произ-
водственного теплоносителя 830 С, 3,8 МПа.
прототипная АЭС TIITR на 300 МВт
на ториевом топливе. Два реактора
запроектированы в СССР. Один из
них только энергетического назна-
чения, другой — комбинирован-
ный — с отпуском теплоты для тех-
нологических целей и выработкой
электроэнергии. Данные по этим
реакторам приведены в табл. 15.1.
Для всех этих реакторов давление
гелия не превышает 5,0 хМПа. Более
высокие давления, учитывая теку-
честь гелия, не применяются, а для
интенсификации теплоотдачи пред-
лагается вводить в гелий графито-
вые частицы различной степени
дисперсности.
Гелий во всех создаваемых и
проектируемых реакторах циркули-
рует через активную зону сверху
вниз. Пройдя через щели в нижнем
отражателе и опорной графитовой
конструкции, гелий через отверстия
(газоходы в железобетонном' кор-
пусе) попадает в полости, где раз-
мещены парогенераторы. После па-
рогенераторов гелий возвращается
в активную зону реактора. Потоки
гелия организованы таким образом,
что все поверхности железобетон-
266
Глава 15. Атомные станции с газовым теплоносителем
ного корпуса омываются гелием с
наименьшей температурой — темпе-
ратурой входа в активную зону
250—350°С.
Для обеспечения циркуляции ге-
лия установлены одноступенчатые
газодувки со степенью сжатия око-
ло 1,03, т. е. при давлении в конту-
ре 5,0 МПа, напор, создаваемый
ими, равен 0,15 МПа. Примерно
около 0,05 МПа теряется в актив-
ной зоне, а остальное—в теплооб-
менниках и газоходах реактора.
В качестве привода газодувок ис-
пользуются паровая турбина
(США) или электродвигатель (ФРГ,
СССР).
Активная зона реактора распо-
лагается в центральной полости
корпуса с примерно равными диа-
метром и высотой, составляющими
8—12 м в зависимости от мощности
реактора. Создаются и разрабаты-
ваются реакторы с активными зо-
нами двух типов: с призматически-
ми (США) и шаровыми (ФРГ,
СССР) тепловыделяющими элемен-
тами.
Основой обоих типов тепловы-
деляющих элементов является мпк-
ротвэл: сфера из UO2 (ThO2 в слу-
чае ториевого цикла) диаметром от
200 до 600 мкм, покрытая несколь-
кими слоями пиролитического угле-
рода и карбида кремния общей
толщиной 150—200 мкм*. Такое по-
крытие обеспечивает снижение вы-
хода осколков деления из керна
микротоплива в 105 раз.
Возможно загрязнение гелиево-
го теплоносителя за счет продуктов
деления ядерного топлива, приме-
сей в исходном гелии, протечки в
контур теплоносителя из пароводя-
* Для быстрых реакторов твэлы име-
ют только одно металлическое покрытие.
ного контура, продуктов эрозион-
ного износа конструкционных мате-
риалов и в основном графита, кор-
розии графита и конструкционных
материалов (при наличии примесей
в гелии и в меру протечек из паро-
водяного контура). В связи с этим
предусматривается система очистки
гелия, включающая в себя установ-
ку химической очистки (окисли-
тельный блок, влагоотделитель, ад-
сорбер выдержки, адсорбер цеолп-
товый, теплообменники, механиче-
ские фильтры), криогенную уста-
новку, дожимающий компрессор, ре-
гулятор расхода гелия на очистку,
контроль чистоты гелия.
Для расхолаживания ВТГР ис-
пользуется основная система отвода
теплоты, которая обычно представ-
ляет собой модульную систему, с
возможностью работы лишь ее ча-
сти. Кроме того, предусматривают
и отдельную, специальную автоном-
ную систему расхолаживания
(АСР), которая состоит из петель с
идентичные оборудованием (тепло-
обменник, газодувка). Аварийное
охлаждение зоны обеспечивается
аналогичными установками, но с
приводом газодувки от дизсль-гспс-
ратора.
Создание АЭС с ВТГР имеет и
ряд недостатков и проблем: необхо-
димость дорогостоящих сталей, вы-
соколегированных никелем, хромом
и молибденом; дороговизна тепло-
носителя (гелия); производство но-
вых видов оборудования —- газоду-
вок, высокотемпературных теплооб-
менников, специальной гелиевой ар-
матуры и др. Тем не менее сооруже-
ние АЭС с ВТГР безусловно пер-
спективно. Кроме указанных в на-
чале § 15.3 их преимуществ следует
иметь в виду, что комбинация ге-
лия в качестве газообразного тепло-
Глава 16. Термоядерные электростанции
267
носителя и графита как конструк-
ционного материала активной зоны
обеспечивает исключительно благо-
приятные условия с точки зрения
достижения высоких температур и
ядерпой безопасности. Это связано
ео стойкостью топлива при повы-
шенных температурах; нсрасплав-
ляемостыо активной зоны даже в
случае полной утечки гелия; отсут-
ствием коррозии в первом контуре;
постоянством фазового состояния
теплоносителя во всем используе-
мом диапазоне температур; посто-
янством фазового состояния замед-
лителя и, следовательно, отсутстви-
ем влияния фазовых переходов на
изменение размножающих свойств
реактора; большой теплоемкостью
активной зоны, обусловливающей
незначительные отклонения темпе-
ратур в случае нарушения режима
работы, саморегулированием систе-
мы вследствие отрицательного тем-
пературного коэффициента реактив-
ности.
ГЛАВА 16
ТЕРМОЯДЕРНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
16.1. ОСНОВЫ ТЕРМОЯДЕРНОЙ
ЭНЕРГЕТИКИ
Освоенный к настоящему време-
ни способ извлечения и использова-
ния внутриядерной энергии — деле-
ние ядер урана-235—имеет свои
пределы расширения, так как запа-
сы 235U меньше запасов органиче-
ских топлив. Поэтому одной из важ-
нейших за цач ядерпой энергетики
является самообеспечение топливом
путем наработки искусственного го-
рючего — изотопа 239Рн из 23fiU. Это
осуществимо не только в реакторах
на быстрых нейтронах (см. гл. 14),
но и в термоядерных реакторах.
Реакции термоядерного синтеза
(слияние легких ядер) возможны
лишь при очень высоких температу-
рах, когда реагирующие ядра спо-
собны преодолевать отталкивание.
Реакции синтеза идут при темпера-
турах масштаба сотен миллионов
градусов, а вещество при этом на-
ходится в состоянии плазмы (элек-
тронеитральная смесь положитель-
но заряженных ионов и электро-
нов).
Реакция синтеза легких ядер ха-
рактерна тем, что перед се началом
затрачивается какое-то количест-
во энергии для нагрева вещества до
требуемых температур. Необходи-
мо, чтобы за определенное время
(время • удержания) прореагирова-
ло некоторое количество ядер, а
вы телившаяся при этом энергия
была достаточной для нагрева и
удержания плазмы в объеме реак-
тора.
Реакция синтеза тяжелого и
свсрхтяжслого изотопов водорода—•
дейтерия и трития (D-Т-реакция)—
происходит при температурах и
концентрациях ядер дейтерия и три-
тия в плазме гораздо меньших, чем
этого требует слияние двух ядер
дейтерия или же дейтерия и легко-
го изотопа гелия 3Пе. Поэтому в
ближайшей перспективе будет осу-
ществлена управляемая термоядер-
ная реакция именно на дейтерии и
тритии. При этом образуются яд-
268
Глава 16. Термоядерные электростанции
ро 4Ые и нейтрон, энергии которых
соответственно 3,5 и 14,1 МэВ.
Нейтрон синтеза необходимо ис-
пользовать для получения трития
из лития, так как трития в природе
практически нет. Однако желатель-
но перед этим размножить число
нейтронов бомбардировкой ими не-
которых изотопов, причем дочерние
нейтроны будут обладать несколько
меньшей энергией.
Для размножения нейтронов,
наработки 239Рц и получения допол-
ни тельной энергии наиболее при-
влекательна реакция деления 23SU
нейтронами синтеза дейтерия и три-
тия. При этом на очин термоядер-
ный нейтрон выделяется примерно
200 МэВ энергии и до четырех до-
черних нейтронов, один из которых
расходуется на образование трития,
а остальные — на получение 239Рп.
Система, в которой протекают реак-
ции синтеза и деления, а также осу-
ществляется наработка искусствен-
ного я черного горючего, называется
гибридной пли симбиозной.
Создать термоядерный реактор
на основе безнейтрошюй D-D-рсак-
цпи весьма сложно, поэтому разви-
тие термоядерной энергетики будет
происходить в три этапа. Сначала
в энергетических системах будут
совместно работать АЭС и гибрид-
ные термоядерные электростанции.
В процессе первого этапа будут со-
вершенствоваться системы, обеспе-
чивающие большие времена удер-
жания дейтерий-тритисвой плазмы.
Далее будут внедрены «чистые»
(негибридные) электростанции на
основе D-T-реакции (второй этап).
Продолжительность этих двух эта-
пов велика (она лимитируется запа-
сами лития, а они огромны) и будет
достаточна для того, чтобы завер-
шить работы по созданию реакторов
на основе синтеза дейтерия-дейте-
рия или D-3He, в результате кото-
рых возможно осуществить прямое
преобразование энергии синтеза в
электрическую с помощью магнито-
газодинамических (МГД) преобра-
зователей (третий этап).
16.2. ТИПЫ ТЕРМОЯДЕРНЫХ
РЕАКТОРОВ
Термоядерный реактор, анало-
гично ядсриому реактору, — это
обобщенное наименование множе-
ства установок, различающихся по
конструкции и способам создания
условий, необходимых для протека-
ния термоядерных реакций.
Термоядерная реакция происхо-
дит в разрядной камере, разреже-
ние в которой создается вакуумной
системой. Поверхность разрядной
камеры, обращенная к топливу, но-
сит наименование первой стенки,
воспринимающей поток всех час-
тиц, образующихся в результате
реакции синтеза. Термоядерное топ-
ливо должно быть разогрето до
очень высоких температур, недопу-
стимых для материала стенки, по-
этому требуются системы удержа-
ния плазмы и термоизоляции стенок
камеры. Для доведения топлива до
состояния плазмы имеются системы
нагрева и инициирования реакции
синтеза.
Конструкции систем и физиче-
ские принципы, положенные в их
основу, позволяют классифициро-
вать термоядерные реакторы: с маг-
нитным и с инерционным удержа-
нием плазмы, которые, в свою оче-
редь, подразделяются на: ловушки с
«магнитными пробками» и токама-
ки; с инициированием лазерным лу-
чом; с инициированием пучком
злектронов или ионов и т. д. В каж-
/
Глава 16. Термоядерные электростанции
269
дой установке есть система подо-
грева топлива, а также криогенно-
вакуумный комплекс. Криогенная
система комплекса необходима для
охлаждения обмоток магнитных ка-
тушек до состояния сверхпроводи-
мости. Вакуумная система обеспе-
чивает требуемое разрежение в объ-
емах конструкций термоядерного
реактора как путем откачки газов,
так и путем конденсации и «намо-
раживания» их на криопанелях,
внутри которых прокачивается жид-
кий гелий.
Если осуществляется реакция
синтеза дейтерия-трития, то реак-
торные установки должны иметь
систему наработки трития из лития
или же возможна наработка трития
на АЭС и доставка его на термо-
ядерную станцию.
16.3. РЕАКТОРНАЯ УСТАНОВКА
ТИПА «ТОКАМАК»
Из всего многообразия типов
термоядерных реакторных устано-
вок наиболее изучены в настоящее
врем я токамаки *.
Реакторная установка токамак
Рис. 16.1. Общий вид реактора «токамак»
* Сокращение от слов «ток + камераЧ-
4-магнитные катушки».
(рис. 16.1) представляет собой то-
роидальную разрядную камеру,
внутри которой заключена плаз-
ма 5. Плазма играет роль вторич-
ной обмотки трасформатора, а ин-
дуктор / — роль первичной обмот-
ки. Обе обмотки объединены зам-
кнутым магнитопроводом 9. При
протекании изменяющегося тока ин-
дуктора в плазме возникает ток,
разогревающий ее.
Дополнительный нагрев плазмы
и поддержание се температуры на
требуемом для реакции синтеза
уровне могут быть осуществлены
инжектором (либо высокочастотным
излучателем) 3.
Первая стенка 6 разрядной ка-
меры отделена от плазмы вакуум-
ным зазором 4 с помощью магнит-
ного поля тороидальных катушек 8.
Между первой стенкой и катушками
помещен бланкет 7. Под бланкетом,
или бланкетным устройством, пони-
мают совокупность нескольких то-
роидальных слоев, окружающих
вакуумную разрядную камеру.
В направлении от плазмы в нем
размещаются зона наработки плу-
тония 7а, зона наработки трития 76
и радиационная защита 7в. Приме-
си топливной смеси, а также неко-
торая доля сс-частиц, образующихся
в результате синтеза, выводятся с
помощью специального устрой-
ства — дивертора 2. Основное на-
значение дивертора — воспринимать
большую часть потока частиц из
плазмы на первую стенку и тем са-
мым предотвращать ее разрушение
из-за радиационных повреждений.
Поток частиц отводится в дивер-
тор 2 магнитным полем особой кон-
фигурации.
Первую стенку, тритийвоспроиз-
водящую зону и радиационную за-
щиту необходимо охлаждать. Наи-
270
Глава 16. Термоядерные электростанции
большее количество теплоты гене-
рируется в зоне наработки плуто-
ния, причем в 7—10 раз больше,
чем в плазме при D-T-реакции.
Можно полагать, что успехи в
области исследования процессов уп-
равляемого термоядерного синтеза
и современный уровень технологии
машиностроения позволяет спроек-
тировать и создать демонстрацион-
ную термоядерную электростанцию
(двухконтурную или одноконтур-
ную) в ближайшие 10—20 лет.
16.4. ДВУХКОНТУРНАЯ ГИБРИДНАЯ
ТЕРМОЯДЕРНАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ
Гибридная термоядерная элект-
ростанция в двухконтурном испол-
нении с реактором «Токамак» в ка-
честве основного теплоносителя мо-
Рис. 16.2. Тепловая схема двухкоптурпой
гибридной термоядерной электростанции:
1 — литинсодержащая (тритийвоспроизводцщая)
зона;
2—первая стенка;
3—урановая зона наработки плутония;
4 — тепловой аккумулятор;
5 — парогенератор;
6 — паровая турбина;
7 — конденсатор;
8 — конденсатный насос;
9 — группа регенеративных подогревателей низ-
кого давления;
10 — водо-водяной теплообменник;
11 — деаэратор;
12 —- питательный насос;
13—группа регенеративных подогревателей высо-
кого давления;
14 — газоводяной теплообменник:
15—нагнетатель теплоносителя первой стенки;
16 — нагнетатель теплоносителя урановой зоны;
17 — перепускной клапан;
18—циркуляционный насос контура охлаждения
литпнеодержагцей зоны
жст иметь газ (гелий, двуокись уг-
лерода), расплав литийсодержащей
бериллиевой соли и соли урана
(«флайб»), жидкий металл. Для
схемы станции это не имеет прин-
ципиального значения, однако кон-
струкция блапкета, парогенератора
и другого оборудования будут отли-
чаться.
На рис. 16.2 изображена тепло-
вая схема двухконтурной термо-
ядерной электростанции с токама-
ком. Станция трехцелевая. На пей
вырабатываются электроэнергия,
искусственное ядерпое горючее для
АЭС и теплота для теплоснабже-
ния промышленных предприятий и
бытовых нужд.
К первому контуру относятся
урановая зона наработки плуто-
ния 5, тепловой аккумулятор 4, па-
рогенератор 5, нагнетатель теплоно-
сителя первого контура 16, перепус-
кной клапан 17. Ко второму конту-
ру— парогенератор 5, выдающий
перегретый пар высокого давления,
турбогенератор 6, конденсатор 7,
конденсатный насос 8, группа реге-
неративных подогревателей низкого
давления Р, деаэратор 11, питатель-
ный насос 12 и группа регенератив-
ных подогревателей высокого дав-
ления 13.
Низкопотенциальная теплота, ге-
нерируемая первой стопкой 2 и ли-
тий содержащей зоной 1, передает-
ся в спетому регенеративного подо-
грева через водо-водяной 10 и газо-
водяной 14 теплообменники, соот-
ветственно насосом 18 и нагнетате-
лем 15.
Преобразование энергии управ-
ляемого термоядерного синтеза осу-
ществляется следующим образом.
В разрядной камере создается высо-
кий вакуум, и она заполняется топ-
ливом. Топливо разогревается до
Глава 16. Термоядерные электростанции
271
температуры ~ 100 млн. град, а \
концентрация топливных частиц до-
водится до 1014 в 1 см3. Дополни-
тельный подогрев плазмы осущест-
вляется инжектированием быстрых
атомов дейтерия или каким-либо
другим способом, после чего начи-
нается реакция синтеза. Кинетичес-
кая энергия ct-частиц расходуется
па нагрев остывающей плазмы. От-
давшие свою энергию сх-частицы по-
кидают объем плазмы. Некоторая
их доля высаживается на первой
стенке, а остальные выводятся в ди-
вертор.
Нейтроны, практически беспре-
пятственно проходя сквозь первую
стенку в урановую зону, вызывают
деление 238С па два осколка и 3—
4 нейтрона. Эти нейтроны деления,
замедляясь, захватываются ядрами
238U с образованием 239Ри. При де-
лении 238U термоядерными нейтро-
нами кинетическая энергия оскол-
ков деления превращается в тепло-
вую и отводится теплоносителем.
Выделение теплоты в материа-
лах сверхпроводников крайне неже-
лательно, так как, для того чтобы
удалить 1 Дж теплоты и поддер-
жать проводник в сверхпроводящем
состоянии, необходимо затратить
примерно 500 Дж энергии в системе
криообеспечения. Следовательно,
для уменьшения потока частиц, при
торможении которых в материале
сверхпроводника выделяется тепло-
та, а главное — сильно ухудшают-
ся свойства сверхпроводника, не-
обходимо применить радиационную
защиту, выделяющаяся теплота в
которой отводится теплоносителем.
Литиевую зону также необхо-
димо охладить, так как при нара-
ботке трития генерируется тепло-
та. Масштабы тепловой мощности
одного из проектов гибридной тер-
моядерной электростанции таковы,
что в урановой зоне генерируется
до 6000 МВт при температуре теп-
лоносителя до 600 °C, па первой
стенке — до 400 МВт при темпера-
туре не выше 200°С, в радиацион-
ной защите и литиевой зоне — при-
мерно 400 МВт при 90°С.
В ысо ко те м п е р а ту р н а я теплота
урановой зоны преобразуется весь-
ма эффективно в электроэнергию по
обычной схеме двухконтурной АЭС
с использованием парогенератора и
турбины.
Низкотемпературная теплота мо-
жет быть частично использована
для нужд теплофикации. Сброс и
рассеяние всей низкотемпературной
теплоты недопустимы, ибо ведут к
тепловому загрязнению окружаю-
щей среды, а полное использование
этой теплоты для теплоснабжения
ограничено тем, что 800 МВт теп-
ловой энергии в базовом режиме
способен воспринять только го-
род с населением, превышающим
800 тыс. человек.
Особенности современных, проек-
тов токамаков — работа в квазиста-
ционарпом режиме: по прошествии
некоторого времени реакция синте-
за затухает, так как необходимо пе-
резарядить индуктор (перемагни-
тить) и сменить топливную смесь
(в плазме накапливается большое
количество «шлаков» — продуктов
реакции). Соотношение продолжи-
тельности рабочей части цикла тр
и паузы тп может быть различным и
составляет от 100:20 до 900:50
(время в секундах). В отдельных
проектах продолжительность рабо-
чей части цикла достигает 5000 с,
пауза при этом — 100 с.
Для того чтобы оборудование не
испытывало 100%-пых бросков на-
грузки, в тепловую схему гибрид-
272
Глава 16. Термоядерные электростанции
ной термоядерной электростанции
включен тепловой аккумулятор. Он
заряжается избыточной теплотой во
время рабочей части никла и отдаст
аккумулированную теплоту тепло-
носителю во время паузы, компен-
сируя провал мощности.
Один из типов тсплоаккумули-
рующих устройств, которые приме-
няют на станциях с квазистацио-
нариым токамаком, являются акку-
муляторы фазового перехода. Они
основаны на явлении плавления и
кр ист а л л из а ци и аккумулирующего
вещества, сопровождающегося по-
глощением или выделением скрытой
теплоты фазового перехода.
Этот теплообменный аппарат сос-
тоит из корпуса, в котором разме-
щены аккумулирующие элементы—-
шары или оребренные трубы. Внут-
ри этих элементов заключено акку-
мулирующее вещество (расплав со-
ли пли смеси солей или же метал-
лический сплав с необходимой тем-
пературой плавления). Между эти-
ми элементами прокачивается теп-
лоноситель: отдающий теплоту во
время зарядки и нагревающийся во
время разрядки аккумулятора.
Удельные тепловые нагрузки
теплообменной поверхности этих
устройств невелики, поэтому
их габариты будут зна-
чительными. Тепловой расчет теп-
лообменника подобного типа ослож-
няется тем, что помимо постоянно-
го термического сопротивления (со-
противление стенки теплообменной
поверхности) необходимо учиты-
вать переменную во времени и по
длине толщину твердой фазы акку-
мулирующего вещества, которая
максимальна на входном участке и
минимальна на выходном в конце
процесса разрядки теплового акку-
мулятора. Когда начинается заряд-
ка, твердая фаза постепенно пере-
ходит в жидкую и к концу зарядки
все аккумулирующее вещество
должно находиться в жидкой фазе.
Расчеты довольно громоздки и
требуют применения ЭВМ.
^Материалы конструкции первой
стенки и урановой зоны защищают-
ся от термических колебаний во
время смены рабочей части цикла
на паузу и наоборот с помощью
регулирования расхода. Изменение
конвективной составляющей тепло-
обмена должно следовать за изме-
нением мощности энерговыделения
в этих узлах и тем самым стабили-
зировать температуру металла.
16.5. ОДНОКОНТУРНАЯ ГИБРИДНАЯ
ТЕРМОЯДЕРНАЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯ
Теплообменная поверхность ак-
кумулятора фазового перехода рас-
считывается на определенные вели-
Рис. 16.3. Тепловая схема одноконтурной
гибридной термоядерной электростанции
1 — урановая зона блапкета;
2 — барабан-сепаратор;
3 — паровая турбина;
4 — сепаратор пром перегреватель;
5 — конденсатор;
6 — конденсатный насос;
7 — группа регенеративных подогревателей низ-
кого давления;
8 — деаэратор:
9 — питательный насос;
10 — группа регенеративных подогревателей высо-
кого давления;
11 — дополнительный теплообменник
Глава 16. Термоядерные электростанции
273
чины тр и тп. Маневренные качества
двухконтурной станции сильно огра-
ничены этим обстоятельством. Поэ-
тому, несмотря на такие преиму-
щества, как высокий термический
КПД и большая скорость наработки
товарного плутония, сложность про-
блемы термостабилизации для двух-
контурных станций предопределила
разработку одноконтурных схем с
кипящей водой и турбиной на насы-
щенном паре (рис. 16.3). Она ана-
логична одноконтурной АЭС.
В урановой зоне 7, охлаждаемой
водой, генерируется пар и пароводя-
ная смесь направляется в барабан-
сепаратор 2. Осушенный насыщен-
ный пар поступает на турбину 3,
после которой сбрасывается в кон-
денсатор 5. Между цилиндрами
среднего и низкого давления турби-
ны 3 расположен промежуточный
сепаратор-пароперегреватель 4. На-
сосом 6 конденсат прокачивается
в деаэратор 8 через группу подогре-
вателей низкого давления 7. Насо-
сом 9 питательная вода из деаэрато-
ра через группу подогревателей вы-
сокого давления 10 подается в бара-
бан-сепаратор 2. Циркуляционный
насос И развивает напор, необходи-
мый для преодоления гидравличес-
кого сопротивления теплообменника
12 и урановой зоны 1.
Генерация пара в период паузы
происходит за счет изменения тем-
пературы и давления кипящей воды
в барабане-сепараторе от номиналь-
ного до минимально допустимого по
условиям эксплуатации турбины.
Необходимую массу теплоаккумули-
рующей воды Л1па (кг) в барабане
можно вычислить из уравнения теп-
лового баланса:
^ва-=2?гтп/(л'-^пн), (16.1)
где D — паропроизводительность с
10—500
учетом расхода пара на дополни-
тельный4 теплообменник, кг/с; г —
удельная теплота парообразования
при минимально допустимом давле-
нии, кДж/кг; тп — длительность пау-
зы, с; К —энтальпия кипящей воды
при номинальном давлении, кДж/кг;
Лмин — энтальпия кипящей воды при
минимально допустимом давлении,
кДж/кг.
Минимально допустимое давле-
ние пара на входе в турбину отлича-
ется от номинального на несколько
процентов. Соответствующее сни-
жение температуры воды и пара, а
следовательно, и металла составля-
ет не более 5°С со скоростью
не более 0,2 град/мин. Изменение
термоупругих напряжений и гео-
метрических размеров металлокон-
струкций с такими темпами вполне
приемлемо и обеспечивает требуе-
мую долговечность.
В рабочей части цикла за счет
конденсации избыточного количест-
ва пара, генерируемого в урановой
зоне, восстанавливаются номиналь-
ные значения температуры и давле-
ния насыщения в барабане-сепара-
торе. Преимущество такой схемы —!
то, что она менее жестко связана с
соотношением тр/тп и допускает регу-
лирование мощности в некоторых
пределах.
Для термостабилизации метал-
локонструкций бланкета необходи-
мо, чтобы в урановую зону поступи-
ла питательная вода с температу-
рой, близкой к температуре насы-
щения. С этой целью на входе в
него установлен дополнительный
теплообменник 12.
У гибридных термоядерных элек-
тростанций при одноконтурном ис-
полнении с кипящей водой и турби-
ной на насыщенном паре несколько
хуже технико-экономические пока-
274
Глава 16. Термоядерные электростанции
затели, чем при двухконтурном ис-
полнении, как по термическому
кпд, так и по темпам наработки
плутония. Однако этот вариант наи-
более прост, значительно меньше его
капиталоемкость и трудозатраты
при разработке и сооружении.
16.6. КОМПОНОВКА
ДВУХКОНТУРНОЙ ГИБРИДНОЙ
ТЕРМОЯДЕРНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Компоновка двухконтурной гиб-
ридной термоядерной электростан-
ции основывается на осесимметрич-
ном принципе. Теплоэнергетическое
оборудование размещается по обе
стороны реакторного зала, с выделе-
нием общеблочного оборудования
(ремонтные мастерские, насосы, деа-
эраторы, зал управления станцией,
вспомогательный корпус и др.).
Для электрической мощности
2400 МВт реакторный зал имеет га-
бариты в плане 30x60 м и высоту
50 м. В середине зала устанавлива-
ется реактор с внешним диаметром
примерно 20 м. К нему примыкают
по лучевым линиям восемь инжекто-
ров: длина 7 м, ширина 3 м и высо-
та 8 м.
Бланкет реактора разделен по
периметру на отдельные модули.
Группы модулей объединены общи-
ми коллекторами отвода и подвода
теплоносителей первой стенки, ура-
новой и литиевой зон и радиацион-
ной защиты.
По торцам реакторного зала’рас-
полагают боксы ремонта оборудова-
ния, в том числе и инжекторов, ко-
торые доставляются в них по рель-
совым путям. Весь реакторный зал
над основным оборудованием пере-
крыт съемными плитами биологи-
ческой защиты. Зал обслуживается
мостовым краном грузоподъем-
ностью 500 т. Вдоль боковых сторон
зала размещены герметичные поме-
щения основного оборудования, ко-
торые обслуживаются кранами гру-
зоподъемностью 400 т через специ-
альные люки. Вдоль одной торцовой
стены проложен железнодорожный
рельсовый путь, а вдоль другой —
ремонтные блоки и помещения для
управления станцией, питательные
насосы, деаэраторы, конденсато-
очистка и другое оборудование паро-
турбинной установки.
Система извлечения трития ком-
понуется в отдельном боксе и связа-
на с бланкетной частью трубопро-
водными коммуникациями. Над по-
мещениями оборудования охлажде-
ния урановой зоны находятся эле-
менты системы загрузки свежего
урана. Справа и слева к реакторно-
му залу примыкают два машинных
зала длиной до 120 м; шириной 48 м
и высотой 32 м, отметкой пола 7,6 м
и подвальным помещением. Каждый
зал предназначен для установки од-
ной турбины К-1200-65/3000.
Часть подвальных помещений ре-
акторного зала предназначена для
приема, хранения и переработки ра-
диоактивных материалов, а также
оборудования криогенно-вакуумно-
го комплекса, магнитной и электри-
ческой систем станции.
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ АЭС
Расчет тепловой схемы АЭС сво-
дится к расчету ее турбоустановки.
Конечная цель такого расчета —•
определение расхода пара на турби-
ну Do при заданной се электричес-
кой мощности No (такая задача ре-
шается при проектировании новой
турбоустановки) или электрической
мощности Na при заданном Do. В
первом случае, как правило, расчет
первоначально проводят при расхо-
де пара на турбину, равном единице.
Для турбин типа Т или ТК рас-
ход пара Z)o зависит не только от
заданной электрической мощности
АС, но и от расходов пара и давлений
в отборах на теплофикацию.
Возможен также расчет тепло-
вой схемы при заданном расходе па-
ра в конденсатор DK. Такой расчет
проводят, если стремятся сохранить
неизменной конденсационную уста-
новку и систему технического водо-
снабжения (водные ресурсы ограни-
чены), а также если расход DK яв-
ляется предельным по условиям ра-
боты последних ступеней турбины.
Начальные параметры пара во всех
случаях должны быть заданы (за
исключением специальных исследо-
ваний) .
Целью расчета тепловой схемы
является также определение пара-
метров и значений потоков через все
элементы схемы (отсеки турбины,
теплообменники различного назна-
чения, включая регенеративные и
сетевые подогреватели, насосы,
эжекторы и т. д.). При проектиро-
вании новой турбоустановки эти ре-
зультаты необходимы для конструк-
торских разработок или выбора по
10*
каталогам элементов схемы, вклю-
чая трубопроводы. Если турбоуста-
новка спроектирована, то расчеты
проводятся для режимов ее работы,
отличных от номинального. При
этом определяется возможность ра-
боты установленного оборудования
в диапазоне заданных режимов, рас-
считываются показатели тепловой
экономичности, выбираются регули-
рующее оборудование и арматура
различного назначения.
Особое место занимают оптими-
зационные расчетные исследования
тепловой схемы. Их цель — нахож-
дение структуры схемы или значе-
ний параметров, обеспечивающих
минимальное (или максимальное)
значение выбранного критерия оп-
тимальности. В соответствии с при-
нятой методикой технико-экономи-
ческих расчетов в энергетике в ка-
честве такого критерия оптималь-
ности используют минимум годовых
расчетных затрат по станции.
Если оптимизационные исследо-
вания проводятся с помощью вари-
антных расчетов, то необходимо
применение единой методики для
каждого варианта. Только соблюде-
ние этого требования позволит полу-
чить сопоставимые результаты.
Существенным при вариантных
расчетах тепловой схемы является
вопрос об изменении параметров про-
цесса расширения пара в турбине
(в h, s-диаграмме). Если в этих рас-
четах расходы пара по ступеням
(отсекам) турбины изменяются не-
значительно (3—5%), то практичес-
ки не изменяются КПД ступеней и
значения давлений в точках отбора
пара можно принять постоянными.
Если ожидается значительное изме-
нение расходов пара по ступеням
276
Приложение 1
по сравнению с режимом, для ко-
торого построен процесс в h, s-ди-
аграмме, то необходимо вносить
коррективы в КПД регулирующей
и последней ступеней, в значения
давлений пара в точках отбора и
выхлопных потерь. Если такой пе-
ресчет не сделан, то ошибка в оп-
ределении мощности турбины мо-
жет составить 1 % и более при изме-
нении начального расхода пара на
25%. Пересчет процесса в /г, s-
диаграмме является обязательным
и при расчете режимов частичных
нагрузок.
Тепловую схему турбоустановки
рассчитывают в несколько этапов.
Первый этап — составление рас-
четной схемы турбоустановки. В нее
включаются все элементы, в кото-
рых должны быть рассчитаны пара-
метры и расходы рабочего тела, а
также линии, по которым рабочее
тело передается от элемента к эле-
менту. При составлении расчетной
схемы новой турбоустановки реша-
ются вопросы, рассмотренные в
соответствующих разделах данного
учебника. Выбираются: 1) число и
типы регенеративных подогревате-
лей (имея в виду и деаэратор), схе-
мы их включения,/температура пи-
тательной воды; 2) тип питатель-
ного насоса; тип и схема включе-
ния приводной турбины — в случае
турбопривода; 3) схема теплофи-
кационной установки и температур-
ный график отопительной нагрузки;
4) схема и основные параметры
промежуточных сепарации, и пе-
регрева пара турбины; 5) схема
включения испарителей и паропре-
образователей, если таковые пре-
дусмотрены в схеме; 6) схема ввода
в цикл добавочной воды; 7) схема
использования теплоты от различ-
ных элементов станции (уплотнений
турбины, охладителя генератора,
собственных нужд станции, продув-
ки парогенератора и т. д.).
В соответствующих местах рас-
четной схемы или в специальной
таблице указываются параметры
(температура, давление, энталь-
пия) всех потоков за каждым эле-
ментом схемы, а также значения
тех потоков, которые или заданы
(расход сетевой воды, пара на соб-
ственные нужды и т. д.), или берут-
ся из расчета соответствующих
устройств, или принимаются по дан-
ным для аналогичных установок
(расходы пара через уплотнения
вала, штоков клапанов турбины,
рабочего пара эжекторов и т. п.).
Протечки пара через уплотне-
ния можно оценивать как 0,5—
1,2% от Do в предположении, что
все они сбрасываются в конденса-
тор.
При составлении расчетной схе-
мы используют результаты предва-
рительных теоретических исследо-
ваний или данные схем /стандарт-
ных турбоустановок, близких по
своим параметрам и характерис-
тикам к рассчитываемой.
Второй этап — построение h, s-
диаграммы процесса расширения
пара в турбине. Обычно исполь-
зуют h, s-диаграммы стандартных
турбин, рассчитанные заводами-из-
готовителями (см. гл. 7). На диаг-
рамме указывают начальные и ко-
нечные параметры пара, а также
параметры отборов (температуру
или степень сухости х, давление,
энтальпию).
Для определения новых значе-
ний давления пара в точках отбо-
ра— в случае, например, расчета
схемы турбоустановки при частич-
ной нагрузке — можно воспользо-
ваться формулой
Приложение 1.
277
D/Da — У TmlxQU/ (Тохо) X
X V (Po~ Рк)/( Poh - Рк h) , (П-1)
или приближенно
D/Dn » p0/p0 H.
В этих уравнениях: T — абсолют-
ная температура, К; р — давление,
МПа; индекс «О» относится к пара-
метрам в начале отсека, «к» —к
параметрам в конце отсека, «н» —
к расходу и параметрам при номи-
нальном режиме. Уравнение (П.1)
справедливо, если проходные сече-
ния в проточной части рассчитывае-
мого отсека нс меняются.
Процесс расширения пара в тур-
бине может быть рассчитан и по
упрощенной методике; при этом
определяют:
потери давления в паровпускных
устройствах турбины Др0 = (0,044-
4- 0,05) р0; Ро — давление свежего
пара перед турбиной;
потери давления при перепуске
пара между цилиндрами от выхода
из ЦСД до входа в ЦНД. Эти по-
тери оцениваются относительно дав-
ления после ЦСД для сепаратора
2 — 5%, для сепаратора-паропе-
регревателя одноступенчатого 3—
6%, для сепаратора-пароперегрева-
теля двухступенчатого 4—7% (боль-
шие значения соответствуют мень-
шему давлению после ЦСД); с уче-
том дросселирования в клапанах
указанные значения увеличивают-
ся на 1—2%;
потери с выходной скоростью
Д/гв.с=0’5 • 10-3 х
х [1-bO,l/(Oz-])], (П.2)
где £>крк— объемный пропуск пара
через последнюю ступень, м3/с;
Qz — кольцевая площадь последней
ступени, м2; 6z = dzcv/lz — отношение
среднего диаметра к длине лопат-
ки;
внутренние относительные КПД
частей турбины. Для всех ступеней
ЦСД при дроссельном парораспре-
делении и для перегретого пара
г^:л= [0,925-0,5/(£)сриср)]Х (О,97 +
+ 5- 10-57%д) (1 — 2,5//%д) . (П.З)
Для ЦНД
г™ = 0,870 (0,96 + Н”* Т0“4) —
-^Е.сМН-Д
(П.4)
В приведенных уравнениях
Пер — ЦDjDz > Гср = V^1^2
£>i и V}, D<> и и2 — массовые расхо-
ды и удельные объемы пара перед
группой ступеней и за пей;
Лод — располагаемый теплопере-
пад группы ступеней, среднего и
низкого давлений, кДж/кг.
Если процесс расширения проис-
ходит в области влажного пара, то
рассчитанные указанным способом
т1По? нужно умножить на поправоч-
ный коэффициент
Авл = 1 - а (1 -6Е.У) (у, + г/2)/2, (П.5)
где а = 0,64-1,0 — коэффициент, за-
висящий от давления пара, разме-
ров и конструктивных особенностей
турбины; 6D.y — коэффициент, учиты-
вающий эффективность влагоудале-
ния, равный 0,1 для вла-
гоудаления без регенеративных от-
боров; 0,2 с учетом последних; для
высокоэффективных внутритурбин-
ных влагоулавливателей он увели-
чивается па 0,05: у\, у2— влажнос-
ти пара в начале и в конце расши-
рения.
Для турбины с частотой враще-
ния 25с-1 значения г] рассчитан-
278
Приложение 1.
ные для ЦСД по (П. 3), следует
уменьшить на 0,2%; для ЦНД без
потерь с выходной скоростью зна-
чения ц";.п, полученные по (П.4),
— увеличить на 1 %.
Третий этап — определение рас-
ходов пара и конденсата в элемен-
тах тепловой схемы, мощности тур-
бины и основных показателей теп-
ловой экономичности. Он может вы-
полняться в такой последователь-
ности.
1. Составляется материальный
баланс рабочего тела турбоустанов-
ки в целом, на основе которого по
заданным (или принятым) значе-
ниям расхода пара на турбину £)0,
других потоков, подводимых или
отводимых от турбоустановки, оп-
ределяют расход питательной во-
ды -Рп.в-
Потери рабочего тела при отсут-
ствии точных данных могут быть
оценены 0,3—0,5% расхода свеже-
го пара; они должны быть компен-
сированы добавочной водой.
2. Определяют необходимые на-
поры насосов конденсатно-питатель-
ного тракта.
Расчет для питательного насо-
са возможен по формуле
Арпн = Ро Д бРпар + ДДпг Д АРнпт Д
Д Дрркп Д АРцвд Д ДРгеод — Рд- (П-6)
Если исходным для расчета яв-
ляется не давление рабочего тела
перед турбиной р0, а давление в
парогенераторе рПг, то в указанное
уравнение вместо Ро + Дрпар (Лрпар—
гидравлическое сопротивление паро-
проводов, которое можно принять
Дрпар = О,О4ро-РО,О9ро) следует под-
ставить рпг; в этом случае Ро = рРг—
—Дрпар- Другие слагаемые в этом
уравнении означают: Дрпг— сопро-
тивление парогенератора; Др11ИТ =
= 0,24-0,3 МПа — сопротивление
питательного трубопровода; ДрРкП~
1 МПа — сопротивление регули-
рующего клапана; Дрпвд —сум-
марное сопротивление подогре-
вателей высокого давления, пре-
дусмотренных в схеме; ДрГеод—
геодезический подпор, определяет-
ся разницей в высотах мест уста-
новки парогенератора (точнее-—
места входа питательной воды в па-
регенератор) и деаэратора; рд—
давление в деаэраторе.
Для конденсатного насоса
Дрк-н = Hi + дДинд + Д/7э + Др0. г +
ДР0,у “9 бРконд “Ь бррку + бРгеод- (П • 7)
Здесь учитываются сопротивления
следующих элементов конденсатно-
го тракта (до деаэратора): Лрппд —
всех теплообменников; регенератив-
ных подогревателей, вынесенных
охладителей дренажей и др.; если
нет других данных, сопротивление
охладителей эжекторов может быть
принято Дрэ-0,054-0,07 МПа;
Дро.г — 0,14-0,2 МПа — сопротивле-
ние охладителя генератора; Дро.у =
= 0,34-0,5 МПа — сопротивление
обессоливающей установки;
Лркопд= 0,14-0,2 МПа — сопротив-
ление трубопроводов; ЛргКу=0,24-
4-0,4 МПа — сопротивление регу-
лирующего клапана уровня. Боль-
шие из приведенных цифр, как пра-
вило, относятся к турбинам боль-
шей мощности (более 200 МВт).
Если предусмотрена установка
конденсатных насосов первого и
второго подъемов, то для каждого
из них составляются свои расчет-
ные уравнения, причем исходным
для расчета напора насоса первого
подъема является необходимое дав-
ление на всасе насоса второго
подъема.
Приложение 1.
279
По данным гидравлического рас-
чета находят давление воды и ос-
новного конденсата в точках схемы,
подлежащих расчету. Напор дре-
нажных насосов рассчитывают по
разности давлений между точками
перекачки с учетом гидравлических
сопротивлений, основное из кото-
рых сопротивление регулирующего
клапана расхода.
Повышение энтальпии воды в
насосах (кДж/кг)
Д^нас = Дрпас^нас Ю3/ т1нас» (П.8)
где Дрпас — необходимый jianop на-
соса, Л1Па; Щтас — удельный объем
перекачиваемой воды, м3/кг; цПас—•
КПД насоса.
3. Определяют параметры пара
и воды в расчетных точках, необхо-
димые для составления уравнений
теплового баланса элементов схе-
мы. По известным значениям давле-
ния в отборах турбины определя-
ют давление пара в соответствую-
щих подогревателях:
Рг — Ротб г (1 —' ДРг)» (П.9)
где Дщ^(11—г)/100 — относитель-
ная величина потери давления в па-
ропроводе от турбины до подогре-
вателя; г — номер регенеративного
подогревателя по ходу воды, вклю-
чая деаэратор.
Температура конденсата грею-
щего пара /др для подогревателей
без охладителей дренажа равняет-
ся температуре насыщения при
соответствующем давлении t^p =
= tr (pr).
Если охладитель дренажа имеет-
ся, то /др = /кг_г + Д£п + , где
— температура среды
на выходе из предыдущего по-
догревателя; 6/др — минимальное
значение температурного напора в
охладителе дренажа (см. рис. П. 2);
Д/п— подогрев воды в устройствах,
включенных между регенеративны-
ми подогревателями; для охладите-
лей эжекторов уплотнений и газо-
охладителей генератора Д£п=1,5—
4-2,5СС; для охладителей основных
эжекторов 0,5 — 0,7°С; для смеси-
телей конденсата греющего пара с
обогреваемой средой 0,3—1,0°С.
Что касается последнего значения,
то оно подлежит уточнению па
основе теплового баланса смесите-
ля после расчета необходимых рас-
ходов (методом последовательных
приближений).
Температура обогреваемой сре-
ды после регенеративных подогре-
вателей определяется на основе
заданных значений минимальных
температурных напоров (недогрс-
вов) 6tr:
t* = tr — ltr. (П.9а)
При расчете схем турбоустанов-
ки в переменном режиме минималь-
ные значения температурных напо-
ров рассчитывают с учетом изме-
нившихся параметров схемы и сох-
ранения неизменной поверхности
нагрева Fr;
Ыреж = Ыре* охр [- FrkpcyK/( GpeK cP*?)],
(П.10)
где б/^ж=(^ж— /рвеж ) — наиболь-
шее значение температурного напо-
ра в подогревателе г в рассчитывае-
мом режиме; /Деж —коэффициент
теплопередачи в рассчитываемом
режиме; и ср^ж—расход наг-
реваемой воды и ее теплоемкость.
Если на основе оптимальной раз-
бивки .подогрева (tKr — известные
значения) нужно оценить давления
в отборах турбины, то расчет по
280
Приложение 1.
уравнениям (П.9) и (П.9а) ведет-
ся в обратной последовательности.
Давление в отборе на деаэратор
Ротв. д > (Рд + АРд) х> (П-11)
где Ард — падение давления в паро-
проводе отборного пара на деаэра-
тор с учетом сопротивления клапа-
на— регулятора давления (прини-
мают Л/Рд —0,2 МПа); х — коэффи-
циент запаса, при х=1,2 можно счи-
тать, что давление в деаэраторе
будет постоянным при изменении
нагрузки турбогенератора от 100
до 80%от номинальной.
По рассчитанным давлениям
(см. также п. 2) и температурам,
используя таблицы водяного пара
или расчетные уравнения, находят
значения энтальпии рабочего тела.
4. Рассчитывают величины по-
токов пара и воды. Основу расчета
составляют уравнения материаль-
ных и тепловых балансов.
Для подогревателя смешиваю-
щего типа, в который подводятся
п потоков DrX, Dr2, ..., Drn с энталь-
пиями hry, hr2, ...» hrn, а отводится
суммарный поток с энтальпией
h* уравнение теплового баланса
в общем виде может быть записа-
но следующим образом:
h^(Dr1+Dr2+--- +Drn) =
~ (Priori 4* ' 4" Brnh-rn) rlr-
(П.12)
Из деаэратора помимо основпо-
,го потока питательной воды, как пра-
вило, отводится еще и пар (напри-
мер, на эжекторы уплотнений); со-
ответствующим образом изменяется
левая часть уравнения (П. 12). Для
смесителя основного конденсата и
дренажа, закачиваемого дренаж-
ным насосом, в уравнении (П. 12)
следует принять т]г=П
Для подогревателя поверхност-
ного типа уравнение теплового ба-
ланса
Gr ( hKr - г) = Dn (hrl - h™) rlr +
+ Рг2(^2-^р)^4----• (ПЛЗ)
Здесь Gr — расход нагреваемой сре-
ды через подогреватель; hKr и йЕ£г—
энтальпии этой среды на выходе и
на входе; т]г — коэффициент, учи-
тывающий тепловые потери (можно
принять щ=1—г-10~3; г — номер
подогревателя по ходу нагреваемой
воды, исключая деаэратор).
Иногда такие уравнения для оп-
ределения отборов на регенерацию
могут составляться и решаться по-
следовательно, начиная с последне-
го по ходу питательной воды подо-
гревателя (расход питательной во-
ды известен). В ряде случаев необ-
ходимо решение систем уравнений,
например если дренаж подогревате-
ля откачивается сливным (дренаж-
ным) насосом и имеется точка сме-
шения этого дренажа с потоком ос-
новного конденсата. Для турбоуста-
новок на насыщенном паре необхо-
димость совместного решения урав-
нений обусловливается подачей
дренажей промежуточного паропе-
регревателя в подогреватели, пи-
тающиеся паром из ЦСД турбины.
В этом случае удобно обозначить
расход пара после ЦСД через X и
решать уравнения в такой последо-
вательности: сначала определить
расход греющего пара на паропере-
греватель, а затем на подогревате-
ли, подключенные к ЦСД, начиная
с последнего по ходу нагреваемой
воды. Результаты получаются в ви-
де Dr~Суг 4- С2гХ, где Суг и- С2г —
константы.
После определения значений от-
боров из ЦСД с помощью уравне-
Таблица П.1. Способы определения величин потоков и мощности установки
Исходные данные, результаты н условные этапы расчета Помер способа расчета
1 2 3 4
Заданные величины Do N3
Определяемые величины Do Do N3, Do
Задаваемый в расчете расход пара на турбину Do 1 Oo £>0(или 1)
Величины потоков, найденные ре- шением балансовых уравнений Dj ai D'i Dy (или ay)
Энергетические уравнения D0TCj Нij К ~aoic j H’tj 1=\ ^d' ь y—i otc ] 11 iJ V„TC/ «!) /=1
Ns = (^i-Хмех) 'Gt Wi = N3/r(r — W'MeX Wi ~ N3/'f[r — W\lox w/= w; d^/d; N3 = (Wi-WMCX) rtl
Окончательное определение величин потоков Не требуется Do= Wi/wt Dj = Do a,j DO = D'O Wt/W^ Dj = DjDo/Dq D0 = D0 Wi/l]/' Dj — Dj DK/DK
282
Приложение 1.
ния материального баланса ЦСД
можно найти X, а следовательно, и
значения всех потоков, ранее вычи-
сленных в долях X.
Система уравнений тепловых и
материальных балансов, составлен-
ных для всех рассчитываемых эле-
ментов схемы турбоустановки, мо-
жет быть решена на ЭВМ с по-
мощью соответствующей программы
из пакета прикладных программ
(см. .приложение 2).
Расчет расхода пара в конден-
сатор по двум уравнениям матери-
ального баланса — турбины (на ос-
нове рассчитанных величин отбо-
ров) и конденсатора — является
способом проверки правильности
вычислений, необходимом при руч-
ном счете.
5. Решают энергетические урав-
нения и определяют мощность уста-
новки. Значения потоков пара и во-
ды рассчитывают или в абсолютных
величинах D, или в долях от расхо-
да пара на турбину а. В первом
случае по заданному расходу пара
на турбину Do определяют электри-
ческую мощность установки Мэ, во
втором случае решают обратную за-
дачу. Соответствующие энергетиче-
ские уравнения приведены в
табл. П. 1 (способы 1 и 2), в
которой применены обозначения: Wt
(или W'i) —- внутренняя мощность
при расходе пара на турбину Do
(или D'o); Wt — удельная внутрен-
няя мощность (на единицу расхода
пара на турбину); £)Отс/— величина
потока пара в /-м отсеке турбины
(между отборами /—1 и /); Hij —
действительный теплоперепад в /-м
отсеке; индекс «к» относится к
потоку в конденсатор; т]г—КПД
генератора (в любом режиме потери
при преобразовании мощности на
валу генератора в электрическую
могут быть определены в относи-
тельных единицах); IFмех — МОЩ-
НОСТЬ, необходимая только для вра-
щения турбины и генератора, т. е.
механические потери (в относитель-
ных единицах могут быть определе-
ны при номинальном режиме; в
других режимах эти потери пра-
вильнее учитывать в абсолютных
единицах).
В табл. П.1 отражены и другие
возможные способы расчета. Опре-
деление Dq по мощности турбоуста-
новки АС часто обусловливается не-
обходимостью обеспечения задан-
ных величин некоторых потоков.
Прежде всего это расходы пара на
подогреватели сетевой воды при за-
данной теплофикационной нагрузке
установки. Кроме того, могут быть
заданы расходы пара через уплот-
нения турбины, полученные расче-
том этих уплотнений, расход пара
на эжекторы, на собственные нуж-
ды станции и др. Эти потоки не мо-
гут меняться пропорционально из-
менению мощности установки. При
решении задачи в этом случае воз-
можно сочетание способов 1 и 3 или
1 и 2.
Обозначим отводимые от турби-
ны постоянные (заданные и опреде-
ленные заданными) потоки пара
через D/Пост- 1+\, L, где I
и L — номера точек (отборов) тур-
бины соответственно с наибольшим
и наименьшим давлением, из кото-
рых отводятся постоянные потоки.
Тогда постоянную составляющую
расхода пара на турбину можно
определить суммированием
дпоет _ V пП00т
i=i
Считая Р0ПОСТ заданным, по спосо-
бу 1 (табл. П.1) определим №ХОСТ
и 7УЭПОСТ. Далее, рассчитав ДСпеР=
Приложение 1.
283
=AZO—Мпост и применяя способ 2
или 3, найдем £)опеР и £)0=Ц0ПОСТ +
+ £>опер.
Для рассматриваемого случая
может быть применен и один спо-
соб 3. Однако D'o здесь необходимо
выбирать возможно ближе к иско-
мой величине Do, а затем сделать
повторный (контрольный) расчет.
Полную внутреннюю мощность
турбины Wi в ряде случаев удоб-
нее рассчитывать не по формулам
из табл. П.1, а суммированием
мощностей, развиваемых потоками
пара в турбине от входа до соответ-
ствующего выхода (отбора, протеч-
ки, конденсатора):
Д пр—
+ 2 Dn Hin. (П.14)
Zl=l
где Dj, DK, Dc^, Dnw — расходы па-
ра из отборов, в конденсатор, рас-
ход дренажа сепаратора и протечки
пара; Нц, Hin, Htc — действитель-
ные теплоперепады от входа в тур-
бину до выхода из нее вышсобозна-
ченных потоков пара.
6. Определяют показатели теп-
ловой экономичности. Для чисто
конденсационной турбоустановки
КПД брутто
Дэ — Ng/Q0', (П. 15)
КПД нетто
C = (^-Ac.H)/Q0; (П.16)
удельный расход пара
d0 = Z)e/;V9; (П.17)
удельный расход теплоты
<79 = Qo/M- (П.18)
В мощности Nc.ii, расходуемой
на собственные нужды станции, ос-
новную долю занимают насосы (пи-
тательные, конденсатные и др.).
Мощность насоса
Mia с — А^пас^насДпр» (П. 19)
в которой Д/Дас — повышение эн-
тальпии воды в насосе [см. (П.8)];
Спас — расхода перекачиваемой во-
ды; Цпр — КПД привода насоса.
Для турбоустаповок АТЭЦ, в
которых затрачивается тепловая
мощность Q,T и внешним потребите-
лям за счет этого отпускается ,
обычно рассчитывают следующие
показатели тепловой экономично-
сти: КПД по производству электро-
энергии
^ = M,/(Q0-QT); (П.20)
КПД по отпуску тепловой энер-
гии
Дт — Qy/Qt>
(П.21)
КПД, оценивающий общую теп-
ловую экономичность,
Дэт = (М, + Q?)/Qo; (П.22)
удельную электрическую мощ-
ность на тепловом потреблении
S = NT3/Qy, (П.23)
где Мтэ — электрическая мощность,
развиваемая потоками пара, выво-
димыми из турбины для выработки
QT, т. е. не поступающими в конден-
сатор.
В случае использования в схеме
вспомогательных приводных турбин,
например для привода питательных
насосов, их мощность Мтп должна
быть прибавлена к N3 в уравнениях
(П.15), (П.17), (П.18), (П.20) и
(П.22). Действительно, при приме-
нении турбоприводов полная мощ-
ность, развиваемая, например, кон-
284
Приложение 2.
денсационной турбоустановкой,
складывается из электрической
мощности основного турбогенерато-
ра и мощности на валу приводных
турбин.
Для расчета количества тепло-
ты Qo, подводимой к турбоустанов-
ке, можно воспользоваться фор-
мулой
<?о = ^о(^-^.в), (П.24)
где Ао — энтальпия пара, поступаю-
щего в турбину; Ап.в — энтальпия
питательной воды после системы
регенерации турбоустановки.
Далее могут быть рассчитаны
показатели тепловой экономично-
сти станции в целом (см. § 3.4).
ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ПРИМЕР РАСЧЕТА
ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ АЭС
1. Постановка задачи.
Расчет приведен для турбоуста-
новки К-1000-60/1500 при номиналь-
ном режиме. Цель расчета — опре-
деление электрической мощности
турбогенератора при заданном рас-
ходе пара на турбину По =1790 кг/с
и тепловой мощности, отдаваемой в
теплосеть, QT=120 МВт. Основные
исходные данные: давление пара
перед турбиной ро = 5,9 А4Па; сте-
пень сухости пара Хо = 0,995; давле-
ние перед сепаратором рцсд =
= 1,12 МПа; температура промежу-
точного перегрева /Пп = 250°С; дав-
ление в деаэраторе рд = 0,69 МПа;
температура питательной воды
/П.В = 225°С.
2. Расчетная схема (рис. П.1).
Она составлена на основе прин-
ципиальной схемы, показанной на
рис. 9.15. Все подогреватели по-
Рис. П.1. Расчетная схема турбоустановки К-1000-60/1300
Приложение 2.
верхностного типа системы регене-
рации пронумерованы арабскими
цифрами по ходу нагреваемой во-
ды (от П1 до 777), так же как -и
подогреватели сетевой воды (от Т1
до ТЗ); Д означает деаэратор. От-
боры пара из турбины пронумеро-
ваны римскими цифрами по ходу
пара в турбине.
3. h, s-диаграмма процесса рас-
ширения пара в турбине.
Задание позволяет не пересчи-
тывать диаграмму процесса расши-
рения пара, приведенную на
рис. 7.1, б.
4. Таблица параметров и рас-
ходов по схеме турбоустановки.
Значения параметров рабо-
чего тела, необходимые для состав-
ления уравнений теплового баланса
элементов схемы, заданные потоки,
так же как и основные результаты
расчета, удобно сводить в таблицу.
В горизонтальных строках табл. П.2
приведены основные параметры, а в
вертикальных столбцах, в последо-
вательности номеров отборов, даны
условные обозначения элементов
схемы. Данные в строках 1, 2, 3 —
номера отборов, давления и эн-
тальпии в них вносятся с рис. П.1 и
7.1, б. Давления в подогревателях
(строка 4) рассчитывают по давле-
ниям в отборах с учетом гидравли-
ческих потерь (по § П.1).В строку5
внесены температуры насыщения,
отвечающие этим давлениям. Далее
таблицу заполняют по мере полу-
чения расчетных данных. В обоз-
начениях параметров, используе-
мых в расчетных уравнениях, име-
ются нижние индексы, отвечающие
условному обозначению элемента
схемы, и верхние индексы, обозна-
чающие среду.
5. Материальный баланс второ-
го контура АЭС.
------------------------------Д
В расчете принято, что проду-
вочная вода парогенератора прохо-
дит теплообменники, ионообменные
и механические фильтры байпасной
системы очистки и возвращается об-
ратно в парогенератор; потери ра-
бочего тела во втором контуре от-
сутствуют. В этих условиях расход
питательной воды равен расходу па-
ра на турбину: Dn.v=DG.
При наличии потерь рабочего те-
ла соответствующий расход обессо-
ленной воды поступает из химводо-
очистки в основные конденсаторы
турбины; при этом расход питатель-
ной воды будет больше расхода-па-
ра на турбину на величину .потерь
(добавка).
6. Расчет теплоты для внешнего
потребления.
Такой расчет проводят по груп-
пам потребителей с последующим
суммированием расходов теплоты.
В рассчитываемой 'схеме для внеш-
него потребления предусмотрен
лишь отвод теплоты в теплофика-
ционную сеть. Для этих целей по-
следовательно устанавлены три се-
тевых подогревателя. Температур-
ный график сетевой воды принят
60—150°С. ЗнЬчёние подогрева во-
ды в каждом сетевом подогревате-
ле определено параметрами соот-
ветствующего отбора турбины и ми-
нимальным температурным напором
(недогревом) в подогревателе. Ко-
личество теплоты, отдаваемое в
теплосеть, определяется по форму-
ле
QT — GT ( hT3 — hBX T1),
из которой при заданной мощности
Qt и параметрам сетевой воды мож-
но определить расход сетевой воды
Gt-^315,3 кг/с.
Для любого (/-го) сетевого подо-
гревателя уравнение теплового ба-
286
Приложение 2.
Т а б л и ц а П.2. Параметры рабочего тела в элементах расчетной
Номер строки Параметры среды Элементы расчетной схемы
Пр* ПП2 ПП1 П7 116 П5 Д
1 2 3 4 5 6 7
Греющий пар
1 Номер отбора 0 0 I I II III III
2 Давление в отборе, МПа 5,90 5,90 2,98 2,98 1,92 1,2 1,2
3 Энтальпия в отборе, кДж/кг 2777 2777 2675 2675 2610 2547 2547
4 Давление в подогревателе, МПа — 5,70 2,86 2,86 1,82 1,13 0,69
5 Температура насыщения в подогре- — 272,2 231,2 231,2 207,7 185,2 164,4
вателе, °C
Дренаж греющей о пара
6 Минимальное значение температурно- го напора (недогрев), °C — — —• 5 5 5 —
7 Температура, СС — 272,2 231,2 207,2 185,2 170,9 —
8 Энтальпия, кДж/кг — 1196,8 996,0 885,4 786,5 723,3 —
Обогреваемая среда на выходе
9 Давление, МПа — 1,14 1,16 8,4 8,8 9,2 0,69
10 11 Минимальное значение температур- ного напора (недогрев), °C — 22,2 20,0 6,2 5,5 5,0 —
Температура, ‘С — 250 . 211,2 225 202,2 180,2 164,2
12 Энтальпия, кДж/кг — 2938 2846 968,5 865,3 768,2 694,6
Расходы пара
13 Рассчитанные значения, кг/с 1 g*** 73,1 48,7 91,3 81,5 60,7 17,1
* Протечки острого пара через уплотнения штоков клапанов.
•• Протечки пара через уплотнения ЦСД.
•** Принятые значения.
ланса имеет вид
GT ( hT[— =
= DTl ( h.?}6 h^f) rITi 4-
+ ^TH-i ( лт?+1 ~ Йт/Р) ’it/.
Здесь hTi — энтальпия сетевой воды
на выходе из 1-го сетевого подогре-
вателя; Dti — расход греющего па-
ра; h^6—энтальпия греющего пара;
^т/—энтальпия дренажа /-го
.подогревателя; цт/ —коэффициент,
учитывающий потери теплоты. Для
ТЗ второе слагаемое в правой части
уравнения отсутствует. Результаты
расчетов вносят в столбцы И, 13,
15 табл. П. 2. Как это видно из рас-
четной схемы, теплофикационная ус-
тановка питается паром из отборов
IV, V, VI. Энтальпии дренажей се-
тевых подогревателей (строка 8)
найдены по таблицам воды и водя-
ного пара на линии насыщения при
давлении в соответствующем подо-
гревателе. Температуры и энталь-
пии нагреваемой воды вносят в
строки 11 и 12 в соответствии с тем-
пературой греющего пара и прини-
маемыми педогревами в подогрева-
Приложение 2.
287
схемы турбоустановки К-Ю00-60/1500
(условные обозначения на рис. П.1)
Пр** с ТП ТЗ П4ДОД4 Т2 ПЗ Т1 П2+ОД2 П1 К
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
* 111 III — IV IV V V VI VI VII к 1,2 1,2 1,14 0,64 0,64 0,34 0,34 0,092 0,092 0,025 — 2547 2547 2938 2832 2832 2734 2734 2547 2547 2388 2250 — 1,18 1,1 0,6 0,6 0,31 0,31 0,084 0,084 0,0220,0039 — 187,2 — 158,8 158,8 134,7 134,7 94,8 94,8 62,2 28,5 _ _ _ _ 4,5 — — — 5 — — — 187,2 — 158,8 135,2 134,7 134,7 94,8 64,7 62,2 28,5 — 795,0 — 670,4 568,8 566,2 566,2 397,2 270,8 260,1 119,6 — — — — 1,0 — 1,15 — 1,3 1,45 — — — — 8,8 4 4,6 4 4 3 2,5 — — — — 150 154,8 130,1 130,7 90,8 91,8 59,7 — — 2780,8 — 632,5 653,2 547,1 549,9 381,1 385,5 251,0 — 2,4*** 166,4 32,4 12,5 53,0 23,6 83,9 16,1 65,1 53,9 907,8
телях (строка 10) с оценкой дав-
ления среды.
Расходы греющих паров (стро-
ка 14) рассчитывают последова-
тельно по подогревателям, начиная
с ТЗ, учитывая каскадный слив дре-
нажей. Для данного примера рас-
чет дает: £)Тз = 12,5 кг/с; Рт2=
=23,6 кг/с; Z? т1 = 16,1 кг/с.
Суммарный расход теплоты из
отборов турбины на теплофикаци-
онную установку
з
QT = V DTl ( /$б —/i$) = 120,2 МВт.
i=i
7. Расходы пара на уплотнение
вала турбины, штоков регулирую-
щего и стопорного клапанов, на
эжекторы.
Расходы определяют расчетом
соответствующих устройств. В дан-
ном примере их числовые значения
взяты по проектным данным турбо-
установки и приведены па расчет-
ной схеме (см. рис. П.1). В отсутст-
вие проекта необходимые числовые
данные могут быть взяты из проек-
тов турбоустановок, близких по сво-
им характеристикам к рассчитывае-
мой. Найти подогрев основного кон-
288
Приложение 2.
денсата в охладителях (конденса-
торах) пара эжекторов можно на
основе соответствующих уравнений
теплового баланса, если известен
теплоперепад, срабатываемый в
эжектирующих устройствах. В дан-
ном примере принято Д/?оэ+эу =
— 8 кДж/кг.
Расходы воды через уплотнения
питательных насосов также взяты
из проекта и показаны на рис. П.1.
8. Параметры сред в системе ре-
генерации.
Напоры насосов тракта пита-
тельной воды и конденсата рассчи-
тывают по приложению 1, при-
чем КПД насосов принимают по
проекту турбоустановки или по ка-
талогам. Повышение энтальпии во-
ды в насосах определяется по (П.8).
Расчетом получаем: для пита-
тельного насоса (ПН)
ЛДпн ~ § МПа; = 0,82;
Д^пн ~ 12,1 кДж/кг;
для конденсатного насоса I подъе-
ма (КН I)
ЛРкн I ~ 1»3 МПа; Дкн j = 0,76;
Д/г^нт = 1,7 кДж/кг;
для конденсатного насоса II подъе-
ма (КН II)
АРцнп =2,5 МПа; ^нц =0,78;
п = 3,2 кДж/кг;
для дренажного насоса ПЗ (ДН2)
ДРдн2 = МПа; 1Здн2==0,76;
Д^диг = 2 кДж/кг;
для дренажного насоса Ш (ДН1)
ЛДдн 1 ~ 2 МПа; "Чдн i = 0,76;
Дйдн 1 — 2,6 кДж/кг.
Давления воды за подогревате-
лями (строка 9 табл. П.2) находят
по напору питательного и конден-
сатного насосов с учетом гидравлн-
Рис. П.2, /.(^-диаграмма j-ro регенератив-
ного поверхностного подогревателя
ческих потерь по водяной стороне
подогревателей.
Температуру нагреваемого кон-
денсата или питательной воды на
выходе из подогревателя определя-
ют по температуре насыщения t, в
подогревателе и принятому иедогре-
ву dtj (рис. П.2), зависящему от
цены материала, из которого изго-
товляется теплообменная поверх-
ность подогревателя. Рассчитанные
значения —§tj вносят в стро-
ку 11 табл. П.2. Температуру дрена-
жа после охладителей рассчитыва-
ют + 6Р?) и вносят в стро-
ку 7.
На входе в первый ПНД (П1)
энтальпия конденсата
hBX П1 = I + Д^оэд-эу +
4* Л/гкн л = 132,5 кДж/кг.
На входе в ПВД (П5) энталь-
пия питательной воды
^пн ~ Лд 4” А^пн ~ 706,7 кДж/кг.
9. Определение расходов рабо-
чего тела по схеме турбоустановки.
Приложение 2.
289
Для этого решают систему ал- --
гебраических уравнений, отражаю-
щих тепловые и материальные ба-
лансы элементов схемы. Как прави-
ло, это система линейных уравне-
ний. В рассматриваемом примере
нелинейными оказываются уравне-
ния теплового баланса для точек
смешения См1, См2 (см. рис. П.1)
потока основного конденсата с дре-
нажами подогревателей Ш и ПЗ,
закачиваемыми сливными насоса-
ми ДН1 и ДН2. Обычно первона-
чально задают приближенные зна-
чения повышения энтальпии основ-
ного конденсата в точках смешения,
затем решают систему уравнений
(линейных) и проверяют принятые
значения. При существенных разли-
чиях между значениями приняты-
ми и полученными расчетом реше-
ние системы уравнений повторяют
при новых значениях повышения эн-
тальпии в точках смешения.
В систему входят уравнения для
всех элементов рассчитываемой схе-
мы, включая сетевые подогревате-
ли. Учитывая относительную неза-
висимость схемы теплофикаци-
онной установки от схемы регене-
ративного подогрева, целесообраз-
но и соответствующие уравнения ре-
шать отдельно (см. п.6). Сказанное
имеет особое значение, если плани-
руется провести расчеты нескольких
вариантов, отличающихся парамет-
рами только в схеме регенеративно-
го подогрева (или только в схеме
теплофикационной установки).
В данном примере наряду с рас-
четом отборов на сетевые подогре-
ватели целесообразно также до ре-
шения системы уравнений найти
расход пара па турбоприводы пи-
тательных насосов.
Мощность на валу приводных
турбин
/VTn — AZznHDn_B 10 3/ ^мехтп — 1 МВт.
Здесь ц мех тп= 0,98 — механический
КПД турбопривода (с учетом по-
терь в соединительной муфте); по-
вышение энтальпии воды в пита-
тельном насосе Дйпн рассчитано
' ранее.
С другой стороны,
УТп ~ ^тп ( Лпп2 ^ктп)'1^-3’ (П-25)
где йпп2—энтальпия пара на входе
в приводную турбину, равная эн-
тальпии пара после СПП; /гктп — эн-
тальпия пара в конденсаторе при-
водной турбины. Принимая давле-
ние в конденсаторе /?ктп = 4,0 кПа
(по проекту) и значение внутренне-
го относительного КПД приводной
турбины равным внутреннему отно-
сительному КПД ЦНД основной
турбипы, получим ЙКТП“
= 2255 кДж/кг. Из (П.25) оп-
ределим расход пара на привод-
ные турбины питательных насосов:
£>741=32,4 кг/с.
Система уравнений теплового ба-
ланса, записанная применительно к
рассчитываемым элементам схемы
регенеративного подогрева, имеет
вид:
подогреватель высокого давле-
ния П7
Да.в ( ЛП7 ~ ^П6 ) ~ ^7 ( Д ~ ^7Р) ^7 +
+ Д1П2 ( ^ПП2 ^7Р) ^7» (П.26)
где г]7 — коэффициент, учитываю-
щий тепловые потери; для данного
и других подогревателей принима-
ется таким же, что и в формуле
(П.13);
подогреватель высокого давле-
ния П6
Дт.в ( ^П6 ^П5 ) ~ 7)6 ( йц ^бР) '*16 +
+ Dnni ( /гПП1 Л6Р) +
Таблица ПЗ. Матрица коэффициентов
Помер строки Элементы схемы
D, Dt D6 -
0 1 2
1 2 3 4 5
О П7 (ft! -/$Р)г(7=
= 1775,3
1 пб (/4i-ck=
= 98,2 =1810,7 ,
2 П5 (/гш-/^5 =
= 1812,8
3 Д = 786,5 /$р=786,5 I
4 Д 1 1
5 114 h*p) х
)<т14-153,9
6 См2 1
7 ПЗ (h^—h^) X
X tj3=2,6
8 П2
9 См1
10 П1
11 С
12 ЦСД , 1
13 ПП1 1
14 ПП2
Рассчитываемы е величины
Яд пк U 114 Dt ПЗ Лз
3 4 5 G 7
6 7 8 9 10
:гш=2547 /1’^—653,2
1 1
п 4= (/z 1у-/г4Р)14 =
=—99,1 =2254,1
-11 11
/^2-/^3 = - ^Р) X
=2,6 =—164,4 X^g—2161,3
/,'< —hK —
"См1 "п2 —
=—133,2
— 1
Продолжение табл. ПЗ
CUS
ь X
S о
о а
1
О
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
Рассчитываемые величины
Элемент схемы d2 DK вхПд Di Dc Яцсд Dniu D11П2 Свободный член_
8 9 10 11 12 13 14 15
2 11 12 13 14 15 16 17 18
П7 (^1РП9~^Р) X Dn.B^I 17-Щ - Хт(7^308,9 =184 720 П6 (СпГ/гбР)Х (^Р-^Р)Х Х^=208 Х‘Чб=98,2 = 173810 П5 ^(/1*5-61111) = = 110 080 Д №= 795 /гАР=786,5 /1^=786,5 Дд^д+^д ~ -31,1 /1^=12627 Ю Д 1 1 1 = 1787,2 ™ <ЛД.4('‘?1-ЛШ)’1<= =—2758 См2 пУпл г>Упл — —^ЦСД-4—^кл-з — =—1,8 пз о&Лр-'*4Р)’*+ П2 (/lvI_/i»P)x +вклЛз Й’-л»)’1а = X^i2=2271,6 855 CM1 1 1 1 _рУ™ =-0,9 ХДСз/Д," I П1 (Aj’-Af) xftBXnt-'«m= (Луп-'•?)>< 03’слд-1</1'1'’-',ш>’11= Xl!=10,7 =-118,5 ХЧ1=2125,8 “ =—2056,2 с h°-h$p= hm-h°r = О HL = 1985,8 =—233,8 ЦСД 111 Do-D^-П^д = 1785,8 ПП1 /гПП1—^C= ^C“^ПП1= Olj — ^ПП1)Х =65,2 = 65,2 x ^ппС^’Э ПП2 ^nri2 Clo ^ипг) X ^ПП1=^ ^ПП2= 92 Х71ПП2—1569,1
292
Приложение 2.
+ D, ( Л® - h™) 4s + D, „ l2 ( fc® - fcW) 1,;
(П.27)
подогреватель высокого давле-
ния П5
Ва.в ( йн5 “ fylH ) ~ ( Дп ~ h5P) 7i5’
(П.28)
деаэратор Д
^Д ^Д “Ь ^Д ~ ^111 + D7h£p +
+ ДЛ£Р + ^ПП2 *sp+ Дпш /г6р +
+ Dc + пга-ьд -Ь ^К14 ^П4 ; (П.29)
где D" = 5,2кг/с— расход пара из
деаэратора на эжекторы и уплот-
нения; £пн-д=31Л кг/с — расход во-
ды из уплотнений питательных на-
сосов в деаэратор; Л у™ =
= 354,9 кДж/кг — энтальпия воды из
уплотнений, рассчитанная на осно-
ве теплового баланса в уплотнени-
ях питательных насосов;
материальный баланс деаэрато-
ра
^д + = £)д 4- d7 + D6 + Впп2
+ ппш + Dc + + £)“ 4 ; (П.30)
подогреватель низкого давле-
ния П4
Дл4 ( ^П4 ^Слй) = ^4 ( ЛIV — ^4Р) ^4 4“
+ ДцсД-4 ( ~ ^4Р) ^4 4~
4-А>( М*р — h^p) т)4, (П.31)
^цсд-4 = ^Л кг/с — расход пара из уп-
лотнений ЦСД в Г14; для первона-
чального расчета было принято
^см2-"=^пз 4-Д/1см2 = 554,1 кДж/кг;
материальный баланс смесителя
См2
Dri4 — Дпз + D3 4- 4- В^д,4 +
+ D5 + ^3; (П.32)
где кг/с — расход пара
из уплотнений штоков клапанов
в ПЗ;
подогреватель низкого давления
ПЗ
А13 ( ^пз Чы) ~ ( к\т MjP) 4“
4- Di ( hf - hf) r3 4- ^пслд.4 ( -
-hfy^+D,(hf-hf)-^ +
4_£)клЛз(^о — ^P) ^З’ (П.ЗЗ)
подогреватель низкого давления
П2
^ПЗ ( ^П2 ^CMl) ~ ^2 ( ^vi ^2Р) '^2’
(П.34)
для первоначального расчета было
принято ^cKM’=/zni +ДЛСм1 =
= 252,3 кДж/кг;
материальный баланс смесителя
См1
ппз = пвх nt 4- dl 4- d2 4- Р^сд-! ;
(П.35)
где Ццсд-!=0Д кг/с—расход пара
из уплотнений ЦСД в П1;
подогреватель низкого давления
П1
^вхП1 ( ^П1 ^вхП1) = ( ^VII ~~
-^Р) ^D^hf-hf) ъ4-
+ ^ЙСД-1 ( ^fP) 7и ’ (П
сепаратор С
^цед = Dc + (ОцСд Dc) h.Q;
(П.37)
где Дцсд - расход пара после ЦСД
турбины;
Приложение 2.
293
материальный баланс ЦСД
^цсд ~ — ^ппг ^кл Mini М
- D6 - D5 - Лд - Мдсд ; (П. 38)
где £>цпрц=2,4 кг/с — протечки пара
через уплотнения ЦСД; D"p =
= 1,8 кг/с — протечки пара через уп-
лотнения штоков клапанов турбины;
первая ступень пароперегревате-
ля ПП1
(Мдсд — М) ( ^лгн — h с) ~
= Mini ( ^пгн) Inni» (П-39)
вторая ступень пароперегревате-
ля ПП2
(МдсД Пс) ( ^ПП2 — fy°ini) =
~ Мпп2 (М ^ппг) Т1ПП2 • (П-40)
Система уравнений (П.26) —
— (П.40) решалась на ЭВМ, для че-
го была задача матрица коэффи-
циентов, которая представлена в
табл. П.З (пустые места в таблице
означают, что соответствующий ко-
эффициент равен нулю).
Структура программы для реше-
ния системы уравнений на ЭВМ мо-
жет быть следующей: а) ввод мат-
рицы коэффициентов; б) обращение
к программе решения системы ли-
нейных уравнений, имеющейся в
пакете прикладных программ
(ППП) конкретных ЭВМ; в) вывот
на печать результатов расчета.
Принятые значения энтальпий
потока основного конденсата после
смесителя проверяют на основе со-
ответствующих уравнений теплового
баланса:
для смесителя См2
М14 ^См2 “ ^ПЗ ^ПЗ + (М + М ~Г
+ О1?сд-4 + ft + О&) х (Af’+AfcAre):
для смесителя См1
^пз ^см1 = dbx ш + (М + D2
+ ВЦСД-1 ) ( Ч1’ + Л*ДН1 )
Расчетом получено йсгм1 =
= 252,3 кДж/кг; h^. = 552,7 кДж/кг.
В соответствии с этим результатом
был пересчитан коэффициент перед
D в уравнении (П.31) и его ста-
рое значение заменено новым в мат-
рице коэффициентов (в табл. П.З
его место в 5-й строке и в 4-м столб-
Т а блиц а П.4. Внутренние мощности отсеков
Расход пара через отсек DOTCj, кг/с Тсплоперепад отсе- ка Д^ОтСу, кДж/кг Внутренняя мощ- ность £>OTC f &.hQ7C j, кВт
РотС1 ~ М ‘ Mm2 М/л = 1715,1 h0 — М = 102 174 940
РотС2 ~ 7)отс1 Mini — ~ 1'->75, 1 /i j — /1 л —- 65 102 382
Дэтсз ~ Ротса 7?б = 1493,6 Л-Ц — /ijll — 63 94 097
РотС4 = МдсД ~ Мп Д М<лЩНД =1215,9 Мп2 Д V = Ю6 128 885
ПотСЭ = Т?отс4 — М"з — -М = 1150,4 ““ 98 112 739
Т^отсб ~ Ротсэ — Мз ~ 1042,9 /iy — 187 195 022
Потс? = 7?отсб Mri — -М — 961,7 ftyj ^vii ~ 159 152 911
Pores = Ротс? М. = 907,8 ^vii ~ 138 125 276
294
Приложение 2.
це; при вводе в память ЭВМ нового
значения первый и второй индексы
коэффициента соответственно рав-
ны 5 и 4).
Окончательные результаты рас-
чета расходов пара и воды по схе-
ме следующие (кг/с): £>7 = 91,3;
£>6 = 81,5;'£>5=60,7; £д=17,1; D*4 =
= 1309,0; £>4 = 53,0; £>^3= 1109,6; £>3 =
=83,9; £>2=65,1;£>^ш =989,8; £>i =
= 53,9; Пс-166,4; Dцед = 1413,5;
A^nni =48,7; £>пп2 =73,1.
10. Мощность турбипы.
Расчет внутренних мощностей
отсеков турбины дан в табл. П.4.
Используя значения табл. П 4,
получаем внутреннюю мощность
турбины:
8
Wi = У, Лоте j А^отс j = 1086,2 МВт.
»=1
4" У DTl Д £ц11-К “6 — 1023 кг/с.
Z=1
Во втором случае, учитывая реше-
ние системы (П.26) — (П.40), име-
ем £>к=£>вх^1 4-£>^л = 1023 кг/с, т. с.
все потоки в расчетной схеме учте-
ны правильно. Здесь £>^пц =
= 25,2 кг/с — расход воды после
КНИ на уплотнения питательных
насосов; £>оэ.тп—расход пара де-
аэратора на основной эжектор кон-
денсатора турбопривода.
12. Расход электроэнергии па
привод насосов конденсатно-пита-
тельного тракта.
КПД электроприводов всех на-
сосов (см. § 4.1) т]Пр = 0,86.
Для конденсатных насосов пер-
вого подъема
А^кн I = А^цц j Д(/Гшр = 2,0 МВт.
Расчетная мощность на клеммах
генератора
N3 пасч = >1г = Ю62.4 МВт.
КПД генератора и механический
КПД турбогенератора приняты со-
ответственно т)г = 0,988 и г)мех = 0,99.
Г арантировапная электрическая
МОЩНОСТЬ А£= 0,98А'э расч =
= 1041,2 МВт.
11. Проверка материального ба-
ланса турбоустановки.
Опа обычно проводится посред-
ством определения расхода воды пос-
ле конденсатора двумя способами:
исходя из известного расхода пара
на турбину и па основе величины
расхода питательной воды. В пер-
вом случае, имея в виду уравнения
в 1-м столбце табл. П.4, получим
DK = £>ОТС 8 + £>оэ+эу “Ь 'б’цнд-к ”6
+ б'цсд-к + ^КлЩ + Дээ ТП +
Для конденсатных насосов вто-
рого подъема
АДц и ~ А^ки п Д«Дпр = 3,8 МВт.
Для дренажных насосов ДШ
^дн 1 ~ А/1дН ] £>цР1/т1пр = 0,4 МВт;
^=^ + £^.,4-^.
Для дренажных насосов ДН2
Дцн 2 = АЛдц2Диз/ 'Чпр = 0,5 МВт;
£fP3 = D:i 4- £цод.3 4- D, + £ь •
Суммарный расход электроэнер-
гии па собственные нужды турбоус-
тановки
N =6,7 МВт.
13. Показатели тепловой эконо-
мичности.
Расход теплоты на турбоуста-
новку для производства электро-
энергии
Приложение. 2.
295
Qa — Qo — Qt — Д) (fto — Лп<в) —
_Q — 31 17,0 МВт,
где йп B —энтальпия пита-
тельной воды; Qt—количество теп-
лоты, отведенной от турбины для
внешнего потребления. Удельный
расход теплоты брутто па производ-
ство электроэнергии
Яэ = Сэ/(М> -|- Мтп) ~ 2,931 кВт/кВт-
I
Электрический КПД брутто т]э =
= (Ara-HVTn)/Q3=34,i %. Электричес-
кий КПД нетто 1]энт=(Уэ—Л^снК
:Qr,=33,2%.
14. Вариантные расчеты.
Такие расчеты проводятся при
всевозможных исследованиях схемы
турбоустановки, например при опре-
делении влияния какого-либо пара-
метра на экономичность схемы.
В этих случаях использование ЭВМ
совершенно необходимо. Для вари-
антных расчетов удобным может
оказаться и способ решения сис-
темы уравнений с помощью ЭВМ,
рассмотренный в примере.
Простота этого способа — важ-
ное преимущество по сравнению со
сложными математическими моде-
лями турбоустановок, если в рас-
считываемых вариантах расходы па-
ра в отсеках турбины меняются не-
значительно, что позволяет остав-
лять неизменными параметры про-
цесса расширения пара в турбине
(As-диаграмму). В этом случае для
расчета нового варианта необходи-
мо лишь учесть изменение того или
иного параметра, пересчитав значе-
ния зависимых от этого параметра
коэффициентов системы уравнений
(табл. П.З) Замена значений неко-
торых коэффициентов в уже введен-
ной в память ЭВМ матрице — не-
сложная процедура.
Рассмотренный способ может
быть использован и при определе-
нии расхода пара на турбину по за-
данной электрической мощности ус-
тановки. Предположим, что мы хо-
тим рассчитать ту же схему турбо-
установки, но при расходе пара на
турбину 1720 кг/с (задачей мо-
жет быть обеспечение электричес-
кой мощности, близкой к 1000 МВт).
В матрице табл. П.З для этого не-
обходимо изменить значения коэф-
фициентов, в выражениях которых
содержится £>п.в = П0; индексы этих
коэффициентов (номера строк и
столбцов в табл. П.З) следующие:
0,15; 1,15; 2,15; 3,15; 4,15; 12,15.
Предварительно следует рассчитать
новое значение расхода пара на
турбоприводы питательных насосов:
Птп=31 кг/с. Реализовав ввод но-
вых значений коэффициентов в па-
мять ЭВМ и сделав повторное обра-
щение к программе решения системы
линейных уравнений, получим следу-
ющие расходы рабочего тела по схе-
ме (кг/с): П7=87,8; П6 = 78,3; £5 =
=58,4; /Эд = 16,9; D*4= 1257,4;П4 =
= 50,9; D*3 =1065,8; Е>3 = 80,5; Р2=
= 62,5; Пвхкп1 =950,7; £6 = 51,7; £>с =
= 159,8; Пцсд = 1357,4; Dnni = 46,8;
П ппг =70,2.
Далее можно рассчитать 1Ц =
= 1042,7 МВт; Мэ = 999,6 МВт; Qo =
= 2990,4 МВт; ?э = 2,929; ^=34,1%.
Еще один аспект, который следу-
ет учитывать при оптимизации па-
раметров турбоустановок и электро-
станций и на который здесь обра-
тим внимание, — это использование
универсальных математических мо-
делей. Такие модели, реализован-
ные на современных ЭВМ, созданы
в настоящее время в ряде органи-
заций страны: Центральном научно-
исследовательском институте ком-
296
Приложение 3.
плексной автоматизации
(ЦИНИКА), Сибирском энергети-
ческом институте (СЭИ) Сибирско-
го отделения АН СССР, Научно-
производственном объединении
Ц1\ТИ, Институте проблем маши-
ностроения АН УССР, Московском
энергетическом институте и др.
С помощью указанных моделей воз-
можен расчет тепловых схем, разно-
образных по своему составу, струк-
туре и характеристикам.
Математические модели созда-
ются прежде всего для облегчения
и ускорения труда расчетчика и
проектировщика. Использование ма-
тематических моделей турбоустано-
вок или электростанций позволяет
более обоснованно выбирать значе-
ние многочисленных параметров.
В итоге повышается эффективность
сооружаемых электростанций; опре-
деленный экономический эффект
достигается и на этапе проектиро-
вания.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3. КОМПЛЕКСНЫЙ
ПОДХОД К ОПТИМИЗАЦИИ
ПАРАМЕТРОВ ТУРБОУСТАНОВОК
По методике, принятой для тех-
нико-экономических расчетов в энер-
гетике, критерием оптимальности
параметров электростанции являет-
ся минимум годовых расчетных зат-
рат на вырабатываемую электро-
энергию. Данный критерий включа-
ет в себя как суммарные капитало-
вложения в электростанцию, т. е.
выраженные в стоимостных показа-
телях потребности в конструкцион-
ных, строительных и других мате-
риалах, в трудозатратах на изго-
товление различного оборудования,
его монтаж и т. д., так и годовые
потребности электростанции в рас-
ходуемых, прежде всего топливных,
ресурсах. Такая методика позволя-
ет на стадии проектирования выби-
рать из всех рассмотренных вариан-
тов наилучший для условий соору-
жения каждой конкретной электро-
станции.
Реализация решений XXVI съез-
да КПСС требует в настоящее вре-
мя более широкого подхода к выбо-
ру параметров электростанции и, в
частности, ее турбинной установки.
Здесь имеются в виду возможности
энсргомашиностроитсльного произ-
водства, расходование конструкци-
онных и других материалов, пот-
ребности в трудовых ресурсах, в
том числе и смежных отраслей,
влияние па окружающую среду и,
наконец, возможные способы ис-
пользования низкопотенциальной
теплоты в других отраслях народно-
го хозяйства. Например, при выбо-
ре конечных параметров турбинной
установки традиционно принима-
лось, что теплота пара в конце про-
цесса расширения может быть г.
большей мерс использована для вы-
работки электроэнергии только за
счет усложнения пизкопотенциа ль-
ной части установки. Однако уже
имеется опыт использования тепло-
ты, передаваемой в конденсаторах
турбин, прежде всего в сельском хо-
зяйстве, для обогрева теплиц. Необ-
ходимость увеличения масштабов
сооружения таких теплиц диктуется
задачами хозяйственного строитель-
ства, решаемыми в настоящее вре-
мя советским народом. Обеспечение
в этих условиях высокой эффектив-
ности агроэнергетических комплек-
сов требует учета многих дополни-
тельных факторов при выборе, в
частности, конечного давления пара
в турбине.
Использование энтальпии отра-
ботавшего в турбине пара, напри-
Приложение 3.
297
мер, в теплицах-теплообменниках
оборотного цикла, требует увеличе-
ния его температуры, что неизбеж-
но приводит к недовыработке элект-
роэнергии. Тем не менее этот вари-
ант заслуживает тщательного изу-
чения в связи со следующими
обстоятельствами:
1. Аграрно-промышленное про-
изводство сельскохозяйственных
Рис. П.З. Принципиальные тепловые схемы
паротурбинной электростанции (а), теплич-
ного хозяйства (б) и комплекса «электро-
станция — теплица» (е) •
1 — топливо;
2 — паропроизводящая установка;
3 — турбина;
4 — электрогенератор;
5 — электрическая энергия;
6 — конденсатор;
7 _ сброс теплоты в окружающую среду (тепло-
потери);
8 — градирни или водоем;
.9 — потери технической воды или водосброс;
10 — восполнение потерь или водозабор;
11 — насосы;
12 — конденсатоочнстка;
1 ,з — система регенеративного подогрева воды тур-
боустановки;
14 _ источник тепловой энергии для тепличного
хозяйства (котельная);
15 — теплицы;
16 — сельскохозяйственная продукция теплиц
продуктов в теплицах, ценность ко-
торых непрерывно возрастает, явля-
ется ритмичным и всепогодным. Это
имеет особое значение в условиях
СССР, где большая часть сельско-
хозяйственных угодий расположена
в зоне рискованного земледелия.
Важный фактор — дефицит трудо-
вых ресурсов в агрокомплексе.
2. В случае раздельного соору-
жения электростанции и теплицы
для обогрева последней потребует-
ся специальный источник энергии
(котельная или ТЭЦ), а следова-
тельно, и целенаправленный расход
топлива. При объединении электро-
станции и теплицы в единый комп-
лекс суммарное потребление топли-
ва будет существенно уменьшено
(рис. П.З).
3. Значительно сократятся теп-
ловые потери в окружающую среду
и уменьшится ее тепловое загрязне-
ние. Если в раздельном варианте
теплота окружающей среде переда-
ется как от теплицы, так и от уст-
ройств охлаждения технической во-
ды после конденсаторов турбин, то
в случае комплекса потери будут
иметь место практически только от
теплицы (или от устройства охлаж-
дения технической воды, когда теп-
лицы не нуждаются в обогреве).
4. Если конденсаторы турбин
становятся частью системы, пере-
дающей теплоту от электростанции
теплице, то контур этой системы це-
лесообразно делать замкнутым, по
крайней мере в течение значитель-
ного периода года, когда теплица
обеспечивает необходимый теплоот-
вод. Заполнение замкнутого контура
охлаждения производится предва-
рительно обработанной водой, при-
чем в пределах турбоустановки по-
требуется в основном очистка рабо-
чего ~тела только от продуктов кор-
298
Приложение 3.
розии. Существенно сократятся и
потребности электростанции в тех-
нической воде.
5. Повышение конечной темпера-
туры пара до значений, необходи-
мых для потребителей низкопотен-
циальной теплоты, может значитель-
но упростить конструкцию турбины
из-за уменьшения в 5—10 раз объ-
емного расхода пара в конденсато-
ры. Это особенно важно для турбин
АЭС, поскольку может быть сокра-
щено число ЦНД. При этом сни-
зится металлоемкость, уменьшится
длина турбин, а следовательно, и их
стоимость, сократятся расходы на
строительство соответствующей час-
ти машинного зала электростанции
в связи с уменьшением его разме-
ров, упростится система регенератив-
ного подогрева турбоустановки, так
как подогрев будет производиться
от большей температуры, т. е. на
меньшее значение. Уменьшатся и
трудозатраты соответствующих про-
изводств, включая транспортировку
и монтаж турбины и вспомогатель-
ного оборудования турбоустановки.
Снижение металлоемкости турбин
обусловит появление резервов тур-
бинного производства и в целом в
расчете на генерирующие мощности
производство турбин может воз-
расти.
6. В результате упрощения кон-
струкции турбин насыщенного пара
появляется принципиальная возмож-
ность создания быстроходных тур-
бин мощностью более 1000 МВт и
сооружения соответствующих моно-
блоков реактор-турбина.
7. Существующие нормы строи-
тельства атомных электростанций
разрешают использовать под тепли-
цы земли в пределах санитарной
защитной зоны. Таким образом, в
случае создания агроэнергетическо-
го комплекса, включающего в себя
АЭС, нет нужды в дополнительном
отчуждении земель для размещения
тепличного хозяйства. Заметим так-
же, что сооружение теплиц возмож-
но на малопродуктивных или бро-
совых землях, т. с. в максимальной
степени могут быть учтены интере-
сы основных землепользователей
страны.
Разобраться в указанных обстоя-
тельствах и определить целесооб-
разность объединения электростан-
ции и теплицы в единый комплекс
можно с помощью критерия — изме-
нения приведенных годовых затрат
на электростанцию и тепличное хо-
зяйство,— определяемого по фор-
муле
\30б - - (£н 4- (ДКсов + ДАт у) -
- (Ен + £к)тспл (Мют - Д^тепл) -
ДД,йт'уст5э Д/7, (П.41)
где (Еи+Ек)э> (£1Г+£’к)телл— сум-
ма коэффициентов отчислений от ка-
питаловложений, нормативного и на
нужды объекта, принятых для эле-
ктростанции и для тепличного хозяй-
ства, год-1-; ДА’т.у,АКсов —умень-
шение капиталовложений в турбин-
ную установку и в систему охлаж-
дения технической воды в связи с
тем, что вода будет в основном ох-
лаждаться непосредственно в тепли-
цах, руб.; Акот — капиталовложения
в котельную тепличного хозяйства
в случае сооружения последнего от-
дельно от электростанции; ДАтепл —
увеличение капиталовложений в
теплицы в связи с созданием более
развитой системы обогрева, посколь-
ку тепература воды, направляемой
в теплицы от конденсатора, ниже,
чем от котельной; —расход топ-
лива котельной, т/год; Зт — замы-
кающие затраты на топливо, руб/т;
ДАЭ.— уменьшение электрической
Приложение 3.
299
мощности, отпускаемой электро-
станцией, МВт; Туст — длительность
использования установленной мощ-
ности, ч/год; 3я — замыкающие зат-
раты на электроэнергию, руб/
(МВт-ч) ; ДЯ—уменьшение экс-
плуатационных издержек в агро-
энергетическом комплексе по срав-
нению с раздельным вариантом,
руб/год.
Предполагается сравнение вари-
анта раздельного функционирования
электростанции и тепличного хозяй-
ства (схемы а и б) с вариантом их
объединения в комплексе (схема в).
Для простоты в уравнении (П.41)
учтены лишь главные и очевидные
факторы из рассмотренных ранее.
Условием сопоставимости вариан-
тов принято постоянство тепловой
мощности паропроизводящей уста-
новки электростанции, а также пос-
тоянство параметров среды в теп-
лицах и выхода сельскохозяйствен-
ной продукции. Последнее означает
равенство передаваемой тепловой
мощности теплицам о г котельной в
первом варианте и от конденсато-
ров турбин — во втором.
С помощью (П.41) можно, на-
пример, выбрать оптимальное дав-
ление рк в конденсаторах турбин.
В этом случае при изменении рк
будут меняться ЛКТу, ДАВ и др
Наилучшим вариантом будет тот,
который обеспечивает наибольшее
уменьшение годовых привеченных
затрат.
Помимо объединения электро-
станции и тепличного хозяйства воз-
можен другой подход, а именно
обоснование экономической целесо-
образности схемы в по сравнению
только со схемой а на рис. П.З.
В этом случае изменение годовых
затрат
Z
ЛЗзам ~ — (Ан + Ак)э (ДАт у + ДАсов) +
"В (Ан + Ак)тс11л/Стспл 4" ДАэ'Суст-З3 —
-°схп%хп + ДЯ- <П-42)
где Дтепл—-капиталовложения в
теплицы, руб.; GCx.n— выход сель-
скохозяйственной продукции теплиц,
т/год; щ-х.п — удельная стоимость
этой продукции, руб/т.
С помощью (П.42) можно также
найти оптимальное давление в кон-
денсаторах, поскольку от ру зави-
сят Значения A/G.j, Ятепл, АЯЭ, Осхп
и др.
В рассмотренном примере затра-
ты, необходимые для сооружения
дополнительных мощностей, в связи
с недовыработкой электроэнергии
ДАгэ компенсируется производством
сельскохозяйственной продукции
б?сх.п. экономией топлива Вкот, а
также другими составляющими
уравнений (П.41) или (П.42). Это,
очевидно, лишь один из примеров
учета интересов других отраслей на-
родного хозяйства при выборе пара-
метров электростанции.
300
Приложение 4.
П риложение 4. Действующие атомные электрические станции*
Наименование АЭС № блока Электри- ческая мощность, МВт Год пуска 1 Тип реактора Число турбин Тип турбин
Сооруженные в СССР
Нововоронежская 1 210 1964 ВВЭР-210 3 к-70-30
2 365 1969 ВВЭР-365 5 к-75-30
3 417 1971 ВВЭР-440 2 К-220-44
4 417 1972 ВВЭР-440 2 К-220-44
5 1000 1980 ВВЭР-1000 2 К-500-60/1500
Белоярская 2 200 1967 АМБ-2 2 К-100-90
3 600 1980 БН-600 3 К-200-130
Ленинградская 1 1000 1974 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
2 1000 1975 РБМК-юоо 2 к-500-65/3000
3 1000 1979 РБМК-ЮОО 2 К-500-65/3000
4 1000 1981 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
Курская 1 1000 1976 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
2 1000 1978 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
3 1000 1983 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
Чернобыльская 1 1000 1977 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
2 1000 1978 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
3 1000 1981 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
4 1000 1983 РБМК-юоо 2 К-500-65/3000
Армянская 1 407 1976 ВВЭР-440 2 К-220-44
2 407 1976 ВВЭР-440 2 К-220-44
Смоленская 1 1000 1982 РБМК-Ю00 2 К-500-65/3000
Кольская 1 440 1973 ВВЭР-440 2 К-220-44
2 440 1974 ВВЭР-440 2 К-220-44
3 440 1980 ВВЭР-440 2 К-220-44-3
Южно-Украинская 1 1000 1982 ВВЭР-1000 1 К-Ю00-60/1500
Ровенская 1 392 1980 ВВЭР-440 2 К-220-44
Калининская 1 1000 1983 ВВЭР-1000 1 К-1000-60/1500
Запорожская 1 1000 1983 ВВЭР-1000 1 К-1000-60/1500-2
Игналинская 1 1500 1983 РБМК-1500 2 К-750-65/3000
Шевченковская 1 350 1973 БН-350 3 Р-50-40/6
Сооруженные при содействии СССР
Райнсберг (ГДР) 1 70 1965 ВВЭР-70 1 К-70-30
Бруно Лойшнер 1 440 1974 ВВЭР-440 2 К-220-44
(ГДР) 2 440 1975 ВВЭР-440 2 К-220-44
3 440 1978 ВВЭР-440 2 К-220-44
4 440 1979 ВВЭР-440 2 К-220-44
Козлодуй (НРБ) 1 440 1974 ВВЭР-440 2 К-220-44
2 440 1975 ВВЭР-440 2 К-220-44
3 440 1981 ВВЭР-440 2 К-220-44
4 440 1982 ВВЭР-440 2 К-220-44
Приложение 4.
301
Продолжение при л о ж. 4
Наименование АЭС № блока Электри- ческая мощность, МВти Год пуска Тип реактора Число турбин Тип турбин
Богунице (ЧССР) 1 440 1979 ВВЭР-440 2 К-220-44 1 ГЦГГрч
2 440 1980 £ВЭР-440 2 К-220-44 j(4CCP)
Ловииса (Финлян- 1 465 1977 ВВЭР-440 2 К-220-44
Дия) 2 465 1981 ВВЭР-440 2 К-220-44-2
Пакш (ВНР) 1 440 1983 ВВЭР-440 2 К-220-44-3
Для единичных мощностей более 50 МВт.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Воронин Л. М. Особенности проекти-
рования и сооружения АЭС. — М.: Атомиз-
дат, 1980, 187 с.
Воронин Л. М. Особенности эксплуа-
тации и ремонта АЭС. М.: Атомиздат, 1981,
167 с.
Общие положения обеспечения безопас-
ности атомных станций при проектировании,
сооружении и эксплуатации (ОПБ—82) —
М.: Атомная энергия, 1983, т. 54, вып. 2,
с. 151—160.
Санитарные правила проектирования и
эксплуатации атомных электростанций
СП-АЭС—79.—М.: Атомиздат, 1981, 96 с.
ОГЛАВЛЕНИЕ
Предисловие........................... 3
Введение ............................. 4
Глава 1. Энергетические системы и
графики электрических на-
грузок .............................. 6
1.1. Энергетические ресурсы и
производство электриче-
ской энергии .................... 6
1.2. Развитие электрификации
СССР ........................... 11
1.3. Единая энергетическая сис-
тема СССР ...................... 12
1.4. Графики электрических на-
грузок .......................... И
Г лава 2. Атомная энергетика и ее
развитие............................ 18
2.1. Типы электростанций на
ядерном топливе .... 18
2.2. Работа основного техноло-
ги чсско го обо р \гдо ван и я
АЭС.............'. . . . 22
2.3. Современное состояние
атомной энергетики СССР 22
2.4. Участие АЭС в регулирова-
нии электрической нагрузки 24
2.5. Совместная работа АЭС с
реакторами на тепловых и
быстрых нейтронах ... 25
Г лава 3. Выбор параметров пара на
АЭС. Термодинамические
циклы и тепловая и об-
щая экономичность АЭС . 28
3.1. Выбор начальных парамет-
ров пара......................
3.2. Термодинамические циклы
паротурбинных установок в
Т, ^-диаграмме................
3.3. Выбор конечных парамет-
ров пара......................
3.4. Реальные процессы в паро-
турбинных установках и
показатели тепловой эконо-
мичности АЭС..................
3.5. Тепловой баланс на АЭС.
Общая экономичность АЭС
Глава 4.
Регенеративный подогрев
питательной воды . . . .
28
29
34
35
42
4.1. Предельный регенератив-
ный цикл и реализация ре-
генеративного подогрева в
тепловых схемах АЭС . . 42
4.2. Тепловая экономичность па-
ротурбинной установки с ре-
генеративным циклом . . 44
4.3. Оптимальное распределение
регенеративного подогрева
по ступеням турбин АЭС и
выбор числа подогревателей 45
4.4. Типы регенеративных подо-
гревателей и схемы их
включения .................. 48
4.5. Материалы и конструкции
ПНД н ПВД . ... . 51
4.6. Особенности регенератив-
ных систем турбин насы-
щенного пара ............. 57
Глава 5. Деаэраторно-питательная и
парогенераторная установ-
ки .......................... 58
5.1. Назначение деаэраторной
установки ...................... 58
5.2. Основы термической деаэра-
ции и ее схемное н конст-
руктивное оформление . . 61
5.3. Выбор параметров работы
деаэратора ..................... 64
5.4. Деаэраторные баки и схе-
мы включения деаэраторов 65
5.5. Питательная установка . . 67
5.6. Парогеисраторная установ-
ка АЭС с ВВЭР . . . . 72
5.7. Гидродинамическое совер-
шенствование парогснсра-
торной установки АЭС с
ВВЭР '.............. 80
5.8. Водный режим парогенера-
тора ........................... 82
Глава 6 Реакторные установки с
водным теплоносителем . . 90
6.1. Тенденции развития реак-
торных установок с водным
теплоносителем .... 90
6.2. Главный циркуляционный
насос .......................... 97
6.3. Система компенсации объе-
ма в контуре ВВЭР . . . Ю0
6.4. Система обеспечения без-
опасности ..................... 102
6.5. Системы байпасной очист-
ки .реакторной воды . . . 108
6.6. Вспомогательные системы
реакторных установок . . 112
Глава 7 Паротурбинные установки
АЭС с водным теплоносите-
лем ........................ из
302
Оглавление
303
7.1. Особенности паротурбин-
ных установок на насыщен-
ном паре........................ 113
7.2. Развитие турбин насыщен-
ного пара....................... 115
7.3. Выбор, разделительного дав-
ления между ЦСД и ЦНД
и температуры промежуточ-
ного перегрева.................. 119
7.4. Некоторые особенности ра-
боты турбинной установки
на радиоактивном паре . . 122
Глава 8. Конденсационные установки 125
8.1. Задачи и основные элемен-
ты конденсационной уста-
новки и выбор вакуума в
конденсаторе .................. 125
8.2 Отсос парогазовой смеси из
парового объема конденса-
тора .......................... 128
8.3. Деаэрация в конденсаторе 132
8.4. Методы борьбы с присосами
охлаждающей воды в кон-
денсаторах .................... 134
8.5. Современные конденсаторы
турбин насыщенного пара ,136
Г лава 9 Трубопроводы и тепловые
схемы АЭС.......................... 141
9.1. Трубопроводы атомной
электростанции .... 141
9.2. Арматура трубопроводов . 146
9.3. Редукционные установки . 153
9.4. Принципиальные тепловые
схемы АЭС................ 156
9.5. Развернутые тепловые схе-
мы АЭС ........................ 167
9.6. Расход электроэнергии на
собственные нужды АЭС . 167
Глава 10. Техническое водоснабжение 168
жимах полного обесточи
вапия..................... 185
Глава 11 Вентиляционные и дезак- 187
тивационные установки
11.1. Назначение вентиляцион-
ных н дезактивационных
установок ..................... 187
11.2. Основы проектирования
технологической вентиля-
ции ........................... 190
11.3. Обеспечение допустимых
температур воздуха в по-
мещениях АЭС................... 194
11.4. Вентиляционные центры
атомных электростанций и
вентиляционная труба . . 195
11.5. Удаление твердых радио-
активных отложений из
контуров н помещений
ЛЭС^ .......................... 196
11.6. Дезактивация газовоздуш-
ных потоков на АЭС . . . 200
11.7. Дезактивация жидких ра-
диоактивных отходов и
оборудование спецводо-
очистки . . . .... 203
Глава 12. Генеральный план АЭС и
компоновка главного кор-
пуса ............................. 206
12.1. Генеральный план АЭС . . 206
12.2. Компоновка главного кор-
пуса АЭС 213
12.3. Компоновка машинного
зала ......................... 216
12.4. Компоновка реакторного
и реакторно-парогенератор-
ного цехов ...... 218
12.5. Примеры современных
компоновок АЭС с ВВЭР-
1000 и АЭС с РБМК-Ю00 219
10.1. Назначение системы тех-
нического водоснабжения 168
10.2. Охлаждение конденсаторов
турбин........................ 170
10.3. Прямоточная система во-
доснабжения .................. 174
10.4. Основы работы охладите-
лей оборотных систем во-
доснабжения .................. 175
10.5. Основные типы охлади-
тельных устройств оборот-
ных систем водоснабжения 177
10.6. Выбор циркуляционных на-
сосов и охлаждение кон-
денсаторов турбин в ре-
Глава 13. Использование атомной
энергии для теплоснабже-
ния ............................... 225
13.1. Необходимость участия
атомной энергетики в теп-
лоснабжении .................. 225
13.2. Показатели тепловой эко-
номичности АТЭЦ . . . 227
13.3. Графики тепловых нагрузок
и расчет нагрузки тепло-
сети .......................... 228
13.4. Атомные теплоэлектроцен-
трали ......................... 231
304
Оглавление
13.5. Атомные станции тепло-
снабжения ..................... 237
13.6. Производство пара для
промышленности и для
опреснения морской воды 241
Глава 14. Атомные электростанции с
натриевым теплоносителем 246
14.1. Жидкий натрий как тепло-
носитель ...................... 246
14.2. АЭС с реактором БН-350 248
14.3. АЭС с реактором БН-600 251
Г лава 15. Атомные станции с газо-
вым теплоносителем . . 256
15.1. Преимущества и недостат-
ки газовых теплоносителей
для АЭС.................... 256
15.2. АЭС с углекислотным теп-
лоносителем ................... 257
15.3. АЭС с гелиевым теплоно-
сителем ....................... 262
Глава 16. Термоядерные электростан-
ции ............................... 267
16.1. Основы термоядерной энер-
гетики ........................ 267
16.2. Типы термоядерных реак-
торов ....................... 268
16.3. Реакторная установка ти-
па «токамак»................. 269
16.4. Двухкоптурная гибридная
термоядерная электростан-
ция ......................... 270
16.5. Одноконтурная гибридная
термоядерная электростан-
ция ......................... 272
16.6. Компоновка двухконтур-
ной гибридной термоядер-
ной электростанции ... 274
Приложения ...................... 275
Приложение 1. Методика расче-
та тепловой схемы АЭС . . . 275
Приложение 2. Пример расчета
тепловой схемы АЭС .... 284
Приложение 3. Комплексный
подход к оптимизации парамет-
ров турбоустановок .... 296
Приложение 4. Действующие
атомные электрические стан-
ции .......................... 300
Список литературы ............... 301
Тереза Христофоровна Маргулова
АТОМНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
И Б № 4340
Заведующая редакцией Н. И. Хрусталева
Редактор В. И. Петухова
Младший редактор Л. II. Шатунова
Художник А. Г. Камаев
Художник-график М. Л. Бидупья
Художественный редактор В. И. Мешалкин
Технический редактор Э. М. Чижевский
Корректор Г. И, Кострикова
Изд. № СТД-413. Сдано в набор 07.07.83. Подп. в
печать 02.03.84. Т-06658. Формат 70Х90/1С. ЬУМ-
тип. № 1. Гарнитура литературная. Печать
кая. Объем 22,23 усл. печ. л. Усл, кр.-огт. 22,81.
Уч.-нзд. л. 21,86. Тираж 8000 экз. Заказ №
Цена 1 р. 20 к.
Издательство «Высшая школа»,
101430, Москва, ГСП-4, Пеглннная ул., д- 29/14.
Ярославский полиграфкомбинат Союзполиграф-
прома при Государственном комитете СССР по
делам издательств, полиграфии и книжной Т°Р-
говли. 150014, Ярославль, ул. Свободы,