4вопрос

АС С ГАЗОВЫМИ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯМИ

Преимущества и недостатки газовых теплоносителей

Главное преимущество газовых теплоносителей — возможность получения высоких температур после реактора. Это открывает возможность использования на двухконтурных АЭС серийных высокоэффективных турбин обычной теплоэнергетики, что удешевляет АЭС, а в перспективе — создание одноконтурных АЭС с газовыми турбинами.

Высокие температуры газового теплоносителя позволяют рассматривать АЭС как объект, вырабатывающий электроэнергию, с одновременным снабжением промышленности высокопотенциальной и низкопотенциальной теплотой, высвобождая значительные количества органических топлив, затрачиваемых на эти цели в настоящее время.

Все действующие АЭС с газовым теплоносителем работают как двухконтурные с реакторами на тепловых нейтронах с графитовым замедлителем. Из числа радиационно-стойких газовых теплоносителей можно рассматривать СО2 и гелий. Использование графита в качестве замедлителя ограничивает предельную температуру для СО2, так как при высоких температурах она в процессе диссоциации взаимодействует с графитом. Это приводит к выносу графита из активной зоны и восстановлению С02 до СО с соответствующим ухудшением свойств теплоносителя. От этого недостатка свободен гелий. В связи с этим именно гелийохлаждаемые реакторы называют высокотемпературными газовыми реакторами (ВТТР), позволяющими снабжать промышленность не только электроэнергией, но и высокопотенциальной теплотой. Что же касается АЭС с углекислотным охлаждением, то их промышленное назначение ограничивается выработкой электроэнергии.

Важное преимущество газообразного теплоносителя — отсутствие взаимодействия с конструкционными материалами. Однако, как это показано далее, для углекислоты это имеет место только в отсутствие ее взаимодействия с влагой. Имеющиеся другие недостатки АЭС с газообразным, особенно углекислотным, теплоносителем связаны с его невысокой плотностью. Для получения достаточно высоких коэффициентов теплопередачи необходимы существенные скорости газа и специальное профилирование поверхностей теплообмена. Это вызывает значительные сопротивления газового тракта. Невысокая плотность газов приводит также к большим объемам перекачиваемого теплоносителя, что само по себе увеличивает затраты на перекачку теплоносителя; значительные сопротивления (см. выше) способствуют тому же. В результате расход электроэнергии только на привод газодувки, например для углекислотно-го теплоносителя, в 2—3 раза превышает полный расход электроэнергии на собственные нужды АЭС с водным теплоносителем.

Малая теплоемкость газа требует больших расходов газовых теплоносителей в сравнении с водой. Это, в свою очередь, вызывает значительные габариты как самих реакторов, так и парогенераторов, соответственно удорожая и оборудование АЭС и ее строительные конструкции. Поэтому газоохлаждаемые АЭС — самые дорогие из АЭС с реакторами на тепловых нейтронах.

АЭС с углекислотным теплоносителем

В качестве теплоносителя СО2 была применена прежде всего на первой АЭС Великобритании (Колдер-Холл), что объяснялось назначением этой станции — получение плутония при использовании в активной зоне природного урана. Положительный опыт работы этой станции побудил сохранить этот тип и на последующих АЭС. Несколько АЭС с углекислотным теплоносителем действуют также во Франции и по одной АЭС в Японии, Италии и Испании.

Рис.1 Основные показатели английских АЭС с теплоносителем С02 и магноксовыми оболочками твэлов

Газовые теплоносители – углекислый газ, гелий, водяной пар – в определѐнных масштабах применяются в энергетических установках. Это обусловлено следующими их достоинствами:

достаточная доступность;

•стабильность при воздействии высоких температур и радиации;

•слабая активация;

•относительно слабое взаимодействие с конструкционными материалами;

•независимость температуры от давления — главное преимущество по сравнению с водой; (максимальная температура ограничивается только свойствами конструкционных материалов).

Существенным недостатком газов являются худшие по сравнению с другими теплоносителями теплопередающие свойства из-за малых значений плотности, объемной теплоемкости, теплопроводности (см. табл. 5.1). Газы также требуют существенно больших затрат энергии на перекачку их по реакторному контуру. Для улучшения тепловоспринимающей способности газов (для уменьшения теплообменной поверхности) и для уменьшения затрат на перекачку повышают давление газов. А это, в свою очередь, увеличивает расход металла и капиталовложения во все элементы оборудования и трубопроводы реакторного контура.

Наиболее перспективным из газовых теплоносителей является гелий. Это объясняется его сравнительно высокими теплопередающими свойствами и практически полной инертностью. Он наиболее полно удовлетворяет требованиям высокотемпературных реакторов (t S; 1000 К). В то же время гелию присущи и недостатки:

•высокая текучесть (обусловливает повышенные требования к герметичности оборудования);

•достаточно сложная технология очистки;

•высокая стоимость.

Ведутся исследования по использованию диссоциирующих газов и, в частности, четырехоксида азота (N204). Этот газ способен диссоциировать при нагревании с большим поглощением теплоты: N204 = 2N02 - 625 кДж/кг = 2NO + 02 - 1225 кДж/кг.

Большая величина химической теплоты указанных реакций позволяет организовать достаточно интенсивный теплосъем при относительно небольших подогревах по температуре или при уменьшении расхода. Коэффициент теплоотдачи N204 может быть большим, чем гелия.

При охлаждении происходит обратная реакция — рекомбинации. Результатом является также уменьшение термодинамических потерь при передаче теплоты рабочему телу паротурбинной установки в результате уменьшения температурных напоров.

Основной недостаток четырехоксида азота — высокая токсичность. Его применение также требует повышенных расходов энергии на перекачку (из-за большей по сравнению с другими газами плотности).

Рис.2. Упрощенная тепловая схема АЭС Колдер-Холл:

1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — пароперегреватель повышенного давления; 4 — водяной экономайзер второй ступени повышенного давления;

5 — парообразующая поверхность повышенного давления; 6 — пароперегреватель низкого давления; 7 — парообразующая поверхность низкого давления; 8 — регулирующий клапан питания повышенного давления;

9 — водяной экономайзер повышенного давления (общий); 10 — газодувка; 11 — барабансепаратор повышенного давления; 12 — циркуляционный насос повышенного давления; 13 — циркуляционный насос низкого давления; 14 — регулирующий клапан питания низкого давления; 15 — питательный насос повышенного давления;

16 — паровой коллектор повышенного давления; 17 — паровая турбина; 18 — паровой коллектор низкого давления; 19 — конденсатор; 20 — конденсатный насос; 21 — подогреватель на сбросе пара эжекторов; 22— вакуумный деаэратор.

Основные характеристики АЭС Колдер-Холл приведены на рис. , а упрощенная ее тепловая схема — на рис. . Применение магниевого сплава («магнокс»), благоприятного по своим ядерно-физическим характеристикам, ограничивает температуру оболочек твэлов (~400°С). В связи с этим температура С02 после реактора АЭС Колдер-Холл составляла всего 336°С. Так как расход С02 через реактор тем меньше, чем больше перепад температур газа на выходе и входе реактора, то температура С02 после парогенератора, т. е. при входе в реактор, принята равной 140°С. Это предопределило отказ от регенеративного подогрева после деаэратора, что снизило тепловую экономичность АЭС. Вторым обстоятельством, также способствовавшим низкой экономичности АЭС, явилась невысокая температура С02 после реактора и соответственно низкие параметры пара после парогенератора. 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 пришлось применить пароводяной цикл двух давлений, причем для каждого из них использованы не только парообразующие, но и экономайзерные и перегревательные поверхности нагрева. Причины этого видны из рис. . В сравнении с водным теплоносителем (~30°С для ВВЭР) перепад температур СО2 в реакторе существенно выше (~200°С), поэтому применение насыщенного пара одного давления как при отсутствии (рис. , а), так и при наличии водяного экономайзера (рис. .3, б) привело бы к низким давлениям пара перед турбиной. Для достижения указанной выше тепловой экономичности АЭС Колдер-Холл на ней применен цикл с перегретым паром двух давлений, преимущества которого видны из рис. , е. Соответствующее расположение отдельных поверхностей нагрева в парогенераторе показано на рис. . Параметры пара перед турбиной для части повышенного давления—1,4 МПа, 310°С, для низкого давления — 0,37 МПа, 170°С.

Из рис. , в видна необходимость низких температур питательной воды (40°С) на входе в парогенератор, что потребовало установки вакуумного деаэратора и ограничения регенеративного подогрева одним ПНД (см. рис. ). В эксплуатации параметры части повышенного давления поддерживаются постоянными, а остальная часть парогенератора работает при переменном давлении, причем при минимальной нагрузке давление становится почти таким же, как и в части повышенного давления. Поэтому вся парогенераторная установка рассчитана на повышенное давление, а питательный насос (15 на рис. ) — общий для обеих час-

тей, так же как и водяной экономайзер 9. После него питательный трубопровод раздваивается на линии низкого и повышенного давлений, с установкой отдельных регулирующих клапанов питания.

Общее взаимное направление потоков теплоносителя и рабочей среды принято противоточным. Стремление к компактности всей установки предопределило использование многократной принудительной циркуляции, осуществляемой насосами 13 и 12. На АЭС общей мощностью 46 МВт установлены четыре парогенератора и две турбины. Все парогенераторы работают на общие паровые коллекторы повышенного 16 и низкого давления 18, расположенные в машинном зале. Малая коррозионная агрессивность С02 позволила поверхности нагрева парогенератора и паропровода выполнить из простой углеродистой стали. Поэтому для добавочной во ды не требуется обессоливания — достаточно только умягчения. Пар повышенного давления подводится к головной части турбины, а низкого — к одной из ее промежуточных ступеней.

Рис. . t–Q-диаграммы для АЭС с газовым теплоносителем: а — без водяного экономайзера и без пароперегревателя; б — с водяным экономайзером и без пароперегревателя;

в — с водяным экономайзером и с пароперегревателем при выработке пара двух давлений; 1 — водяной экономайзер общий; 2 — парообразование низкого давления;

3 — перегрев пара низкого давления;

4 — вторая ступень водяного экономайзера;

5 — парообразование повышенного давления;

1 — реактор; 2 — циркуляционный насос среднего давления; 3 — барабансепаратор среднего давления; 4 — парогенератор;

5 — вторичный пароперегреватель; 6—пароперегреватель среднего давления; 7 — пароперегреватель высокого давления; .8 — парообразующая поверхность среднего давления; 9 — парообразующая поверхность высокого давления;

10— водяной экономайзер среднего давления;

11— водяной экономайзер высокого давления;

12— газодувка; 13—барабан-сепаратор высокого давления;

14— циркуляционный насос высокого давления;

15— питательный насос высокого давления; 16 — паровой привод газодувки;

17— деаэратор; 18 — питательный насос среднего давления; 19 - ПНД; 20 — ПВД;

21— паровая турбина; 22 — конденсатор; 23 — конденсатный насос Из рис. 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 улучшенным оребрением твэлов позволило интенсифицировать теплообмен в реакторе, допустило поэтому увеличение температуры газа после реактора и соответственно температуры пара. Результатом явился существенный рост КПД нетто станции, а применение железобетонных корпусов реакторов вместо стальных удешевило АЭС, особенно при больших мощностях.

Дальнейшее совершенствование АЭС с углекислотным охлаждением и графитовым замедлителем было практически исчерпано для условий применения оболочек твэлов из магниевого 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. Такое повышение температуры после реактора могло быть осуществлено только при переходе к другим конструкционным материалам оболочек твэлов и, следовательно, к обогащению урана с применением его в виде двуокиси.

Вначале этот путь был опробован на экспериментальной АЭС в Уиндскейле с электрической мощностью 33 МВт (тепловая мощность 100 МВт), на которой давление углекислоты 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 Данджнесс «В», КПД которой 41,5%. Она имеет электрическую мощность 1200 МВт — два реактора мощностью 600 МВт каждый. Реактор, газодувки и прямоточные парогенераторы размещены в общем корпусе из предварительно напряженного железобетона. Стены корпуса изнутри защищены нержавеющей сталью и имеют водяное охлаждение. На один реактор установлены четыре парогенератора, каждый со своей газодувкой. Давление углекислоты 3,2 МПа — наивысшее из всех английских станций. Турбогенераторы мощностью 600 МВт каждый работают на перегретом паре с давлением 16,3 МПа и 565°С. Промежуточный перегрев осуществляется до той же температуры при давлении 3,9 МПа. Температура теплоносителя перед активной зоной 320°С, после активной зоны 675°С. Топливо — обогащенная (~2%) двуокись урана в оболочке из нержавающей стали. В дальнейшем были введены еще две такие АЭС. Однако последующее строительство таких электростанций в Великобритании было прекращено.

Для мировой атомной энергетики на тепловых нейтронах характерно использование в основном водного теплоносителя. В последние годы переход к водному теплоносителю начался и в Великобритании. Причиной послужило аварийное положение находящихся в длительной эксплуатации реакторов, связанное с коррозионным разрушением стальных опорных конструкций

парогенераторов. Сама по себе газообразная С02 не вызывает коррозии стали, однако так как давление углекислоты ниже, чем в пароводяной части, то в углекислоту через неплотности проникала влага. Это вызывало коррозию и разрушение многих стальных деталей и узлов несущих конструкций.