Article

17.2. АЭС с углекислотным теплоносителем

В качестве теплоносителя двуокись углерода СО2 была применена прежде всего на первой АЭС Великобритании ("Колдер-Холл"), что объяснялось назначением этой станции — получением 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 действовали также во Франции и по одной АЭС в Японии, Италии и Испании.

Основные характеристики АЭС "Колдер-Холл" приведены на рис. 17.1, а упрощенная ее тепловая схема — на рис. 17.2. Применение магниевого сплава ("магнокс"), благоприятного по своим ядерно-физическим характеристикам, ограничивает температуру оболочек твэлов (400 ℃). В связи с этим температура СO2 после реактора АЭС "Колдер-Холл" составляла всего 336 ℃. Так как расход СO2 через реактор тем меньше, чем больше перепад температуры газа на выходе и входе реактора, то температура СO2 после парогенератора, то есть при входе в реактор, принята равной 140 ℃. Это предопределило отказ от регенеративного подогрева после деаэратора, что снизило тепловую экономичность АЭС. Вторым обстоятельством, также способствовавшим низкой экономичности

Рис. 17.1. Основные показатели английских АЭС с теплоносителем CO$sub$2$/sub$ и магноксовыми оболочками твэлов
Рис. 17.1. Основные показатели английских АЭС с теплоносителем CO$sub$2$/sub$ и магноксовыми оболочками твэлов

АЭС, явилась невысокая температура СO2 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. 17.3. В сравнении с водным теплоносителем (30 ℃ для ВВЭР) перепад температуры СО2 в реакторе существенно выше (200 ℃), поэтому применение насыщенного пара одного давления как при отсутствии (рис. 17.3а), так и при наличии водяного экономайзера (рис. 17.3б) привело бы к низкому давлению 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. 17.3в. Соответствующее расположение отдельных поверхностей нагрева в парогенераторе показано на рис. 17.2. Параметры пара перед турбиной для части повышенного давления — 1,4 МПа, 310℃, для низкого давления — 0,37 МПа, 170℃.

Из рис. 17.3в видна необходимость низкой температуры питательной воды (40 ℃) на входе в парогенератор, что потребовало установки вакуумного деаэратора и ограничения регенеративного подогрева одним ПНД (см. рис. 17.2). В эксплуатации параметры части парогенератора 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,

Рис. 17.2. Упрощенная тепловая схема АЭС "Колдер-Холл":
Рис. 17.2. 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 — барабан-сепаратор 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

а питательный насос (15 на рис. 17.1) — общий для обеих частей, 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 СО2 позволила поверхности нагрева парогенераторов и паропроводов выполнить из простой углеродистой стали. Поэтому для добавочной воды не требуется обессоливания — достаточно только умягчения. Пар повышенного давления подводится к головной части турбины, а низкого — к одной из ее промежуточных ступеней.

Один из недостатков реакторов с газовым теплоносителем — большой расход электроэнергии на перекачку газа. Для уменьшения этих затрат теплоноситель (углекислота) прокачивается через реактор газодувкой, установленной на "холодной" стороне. Температура газа на выходе из газодувки поддерживается постоянной — 135℃, давление СО2 — 0,7 МПа. Производительность газодувки регулируется изменением

Рис. 17.3. <em>t, Q</em> — диаграмма для АЭС с газовым теплоносителем:
Рис. 17.3. t, Q — диаграмма для АЭС с газовым теплоносителем:

a — 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; 6 — перегрев пара повышенного давления

частоты вращения ее ротора. Расход электроэнергии на собственные нужды только на привод газодувки составляет 17%.

В процессе работы возможно проникновение в теплоноситель графитовой пыли и оксидов железа, поэтому около 2% расхода теплоносителя отводится из напорной линии газодувки в фильтрационную установку с возвратом к всасу газодувки. Всего в контуре содержится 25 т СO2. Для заполнения реактора и всего первого контура газом, а также для восполнения потерь имеется хранилище теплоносителя. Углекислоту в жидком виде привозят 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 теплоноситель переводят в газообразное состояние и затем подают в контур под давлением 1,05 МПа. Компоновка атомной электростанции "Колдер-Холл" разомкнутая. Она принята полуоткрытой — каждый реактор расположен в отдельном помещении, а снаружи, по сторонам реакторного здания, под открытым небом установлены парогенераторы, покрытые тепловой изоляцией и водонепроницаемым составом. Турбогенераторы расположены в отдельном помещении.

По типу атомной электростанции "Колдер-Холл" в Великобритании было построено еще шесть других. Они характеризовались усовершенствованием активной зоны и некоторым повышением давления и выходной температуры углекислоты (см. рис. 17.1). В связи с этим удалось несколько улучшить параметры пара и снизить расход электроэнергии на газодувку до 12%. Кроме того, температура перегрева пара для обеих ступеней давления была принята одинаковой, что повысило тепловую экономичность этих станций по

Рис. 17.4. Упрощенная тепловая схема АЭС "Данджнесс А":
Рис. 17.4. Упрощенная тепловая схема АЭС "Данджнесс А":

1 — реактор; 2 — циркуляционный насос среднего давления; 3 — барабан-сепаратор 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

сравнению со станцией "Колдер-Холл". Турбины также имеют подвод пара двух давлений. Несколько отличается только тепловая схема атомной электростанции "Данджнесс А" (рис. 17.4). Парогенератор производит пар двух давлений — высокого и среднего, но турбина 21 работает на перегретом паре только среднего давления. Конденсат турбины проходит через систему регенеративного подогрева и затем при температуре 180 ℃ питательными насосами 18 и 15 подается соответственно в водяные экономайзеры среднего и высокого давления. Пар из пароперегревателя высокого давления 7 поступает на вспомогательную турбину 16, приводящую в движение газодувку 12. Турбина имеет противодавление, отвечающее пару среднего давления, на котором работает основная турбина. Пар после вспомогательной турбины поступает во вторичный пароперегреватель 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 электростанции "Данджнесс А" КПД 33% (см. рис. 17.1), что заметно выше, чем у станции "Колдер-Холл".

Из рис. 17.1 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 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 большой мощности.

Дальнейшее совершенствование АЭС с углекислотным охлаждением и графитовым замедлителем было практически исчерпано для условий применения оболочек твэлов из магниевого сплава. Для существенного совершенствования 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 двуокиси урана).

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 ℃ и на выходе 500 — 575 ℃. 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 ℃. Промежуточный перегрев осуществляется до той же температуры при давлении 3,9 МПа. Температура теплоносителя перед активной зоной 320 ℃, после активной зоны 675 ℃. Топливо — обогащенная (2%) двуокись урана в оболочке из нержавеющей стали. В дальнейшем были введены еще две такие АЭС, однако последующее строительство таких электростанций в Великобритании было прекращено.

Для мировой атомной энергетики с реакторами 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 СО2 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.