Технологическое оборудование -УП
реклама
С. В. Хавроничев, И. Ю. Рыбкина ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ И АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ВОЛГОГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» КАМЫШИНСКИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ) ГОУ ВПО «ВОЛГОГРАДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» С. В. Хавроничев, И. Ю. Рыбкина ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ И АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Учебное пособие Рекомендовано учебно-методическим объединением Совета директоров средних специальных учебных заведений Волгоградской области в качестве учебного пособия для образовательных учреждений среднего профессионального образования Волгоградской области Волгоград 2010 1 УДК 621. 311.2 (075.8) Х 12 Рецензенты: директор филиала ОАО «МРСК Юга» – «Волгоградэнерго» ПО «Камышинские электросети», к. т. н. Н. П. Хромов; зав. отделением электрификации и автоматизации сельского хозяйства Камышинского технического колледжа А. В. Мельситов Хавроничев, С. В. ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ И АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ: учеб. пособие / С. В. Хавроничев, И. Ю. Рыбкина; ВолгГТУ, Волгоград, 2010. 48 с. ISBN 978-5-9948-0472-8 Рассматриваются классификация, устройство и принцип действия основного технологического оборудования, применяемого на тепловых и атомных электростанциях. Изложение иллюстрируется рисунками и таблицами, приведены контрольные вопросы для проверки полноты усвоения изучаемого материала. Предназначено для студентов среднего профессионального образования, обучающихся по специальности 140212 (1004) «Электроснабжение (по отраслям)», при изучении дисциплины «Общая энергетика». Ил. 23. Табл. 7. Библиогр.: 4 назв. Печатается по решению редакционно-издательского совета Волгоградского государственного технического университета Сергей Викторович Хавроничев, Ирина Юрьевна Рыбкина ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ТЕПЛОВЫХ И АТОМНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ Учебное пособие Редактор: Пчелинцева М. А. Компьютерная вёрстка Сарафановой Н. М. Темплан 2010 г., поз. № 9К. Подписано в печать 17. 05. 2010 г. Формат 60×84 1/16. Бумага листовая. Печать офсетная. Усл. печ. л. 3,0. Усл. авт. л. 2,88. Тираж 70 экз. Заказ № Волгоградский государственный технический университет 400131, г. Волгоград, пр. Ленина, 28, корп. 1. Отпечатано в КТИ 403874, г. Камышин, ул. Ленина, 5, каб. 4.5 ISBN 978-5-9948-0472-8 2 Волгоградский государственный технический университет, 2010 ВВЕДЕНИЕ В настоящее время в выработке электроэнергии участвуют электростанции следующих типов: – тепловые (ТЭС), которые делятся на теплофикационные – ТЭЦ и конденсационные – КЭС (крупные КЭС исторически получили название государственных районных электростанций – ГРЭС); – гидроэлектростанции (ГЭС) и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС); – атомные электростанции (АЭС); – дизельные электростанции (ДЭС); – солнечные электростанции (СЭС); – геотермальные электростанции (ГеоТЭС); – приливные электростанции (ПЭС); – ветровые электростанции (ВЭС). Во многих странах, в том числе в Российской Федерации, усиленно ведутся работы по освоению новых нетрадиционных источников электроэнергии, способов ее преобразования, а также работы по осуществлению управляемой термоядерной реакции синтеза гелия из дейтерия, что, как ожидается, позволит иметь практически неограниченный источник энергии. Однако в настоящее время основную долю вырабатываемой электроэнергии как у нас в стране, так и в мировой энергетике дают тепловые, атомные и гидравлические электростанции. В настоящем учебном пособии приведены устройство и принцип действия основного технологического оборудования тепловых и атомных электростанций, на которых происходит термодинамическое преобразование энергии, поэтому такие электростанции относят к теплоэнергетическим установкам. 3 СПИСОК АББРЕВИАТУР АЗ – аварийная защита АЭС – атомная электростанция БРЕСТ – быстрый реактор со свинцовым теплоносителем ВВЭР – водо-водяной энергетический реактор ВЗВ – внутренние зоны воспроизводства ВЭС – ветровая электростанция ГАЭС – гидроаккумулирующая электростанция ГРС – газорегуляторная станция ГЦН – главный циркуляционный насос ГЭС – гидроэлектростанция ГеоТЭС – геотермальная электростанция ДЭС – дизельная электростанция КПД – коэффициент полезного действия КС – компенсирующие системы КЦТК – контроль целостности труб каналов МПЦ – многократная принудительная циркуляция ПГ – парогенератор ПГУ – парогазовая установка ПТС – принципиальная тепловая схема ПЭС – приливная электростанция РАЭС – гидроаккумулирующая электростанция РБМК – реактор большой мощности канальный РБН – реактор на быстрых нейтронах РЗМ – разгрузочно-перегрузочная машина РС – регулирующие стержни СЭС – солнечная электростанция Стержни АР – стержни автоматического регулирования Стержни РР – стержни ручного регулирования СУЗ – система управления защиты реактора ТВС – тепловыделяющая сборка ТВЭЛ – тепловыделяющий элемент ТУ – турбоустановка ТЭС – тепловая электрическая станция ЦВД – цилиндр высокого давления ЦНД – цилиндр низкого давления ЦСД – цилиндр среднего давления ЧНД – часть цилиндра турбины низкого давления ЧСД – часть цилиндра турбины среднего давления ЭВМ – электронно-вычислительная машина 4 1. ПАРОВЫЕ КОТЛЫ И ИХ СХЕМЫ. УСТРОЙСТВО КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК 1.1. Паровые котлы и их классификация В соответствии с законами фазового перехода получение перегретого пара докритического давления осуществляется в результате последовательного протекания следующих процессов: подогрева питательной воды до температуры насыщения, парообразования, перегрева насыщенного пара до заданной температуры. Эти процессы имеют четкие границы протекания и реализуются в трех группах теплообменников, называемых поверхностями нагрева. Подогрев воды до температуры насыщения происходит в экономайзере, образование пара в испарительной (парообразующей) поверхности нагрева, перегрев пара в пароперегревателе. Все эти поверхности нагрева обычно имеют трубчатую конструкцию. Для непрерывного отвода теплоты от продуктов сгорания топлива и обеспечения нормального температурного режима металла поверхностей нагрева рабочее тело в них вода в экономайзере, пароводяная смесь в испарительных трубах и перегретый пар в пароперегревателе движется непрерывно. При этом вода в экономайзере и пар в пароперегревателе движутся однократно относительно поверхности нагрева (рис. 1.1). При движении воды в экономайзере возникают гидравлические сопротивления, преодолеваемые за счет напора, создаваемого питательным насосом. В испарительных трубах совместное движение воды и пара и преодоление гидравлического сопротивления этих труб в паровых котлах различных типов организовано по-разному. Различают паровые котлы с естественной циркуляцией, с принудительной циркуляцией и прямоточные. Паровые котлы с естественной циркуляцией. Рассмотрим работу замкнутого контура (рис. 1.1, а), состоящего из двух систем труб: обогреваемых 6 и необогреваемых 4, объединенных вверху барабаном 3, а внизу коллектором 5. Замкнутая гидравлическая система, состоящая из обогреваемых и необогреваемых труб, образует циркуляционный контур, который заполняют водой до уровня, расположенного примерно на 1520 см ниже диаметральной плоскости барабана. Поверхность, разделяющую паровой и водяной объемы, называют зеркалом испарения. Водяной объем барабана и необогреваемые трубы заполнены котловой водой. Вода закипает в обогреваемых трубах 6, которые наполнены пароводяной смесью плотностью см. Необогреваемые трубы 4 заполнены водой, имеющей плотность ' при давлении в барабане. Следовательно, нижняя точка контура коллектор с одной стороны подвержена давлению столба воды, заполняющей необогреваемые трубы, равному Н'g, а с другой давлению столба пароводяной смеси, заполняющей обогреваемые трубы, равному Нсмg. Создающаяся в результате парообразования 5 разность давлений Н(p'см)g, Па, вызывает движение в контуре и называется движущим напором естественной циркуляции Sдв: Sдв = Н(' - см) g, где Н высота контура, м; ' и см соответственно, плотность воды и пароводяной смеси, кг/м3; g ускорение свободного падения, м/с2. Рис. 1.1. Основные схемы генерации пара: 1 насос; 2 экономайзер; 3 барабан; 4 опускные (водоподводящие) трубы; 5 коллектор; 6 парообразующие (испарительные) трубы; 7 многократной принудительной циркуляции пароперегреватель; 8 насос Пароводяная смесь движется вверх по обогреваемым трубам, в связи с чем они получили название подъемных труб, а по необогреваемым трубам вода движется вниз это опускные трубы. Движущиеся потоки воды и пароводяной смеси достаточны для охлаждения металла испарительных труб, обогреваемых продуктами сгорания, и обеспечения их длительной и надежной работы. Агрегаты, в испарительных трубах которых движение рабочего тела создается под воздействием напора циркуляции, естественно возникающего при обогреве этих труб, получили название паровых котлов с естественной циркуляцией (рис. 1.1, а). Чем больше высота контура циркуляции, тем больше развиваемый в нем движущий напор, который не превышает 0,1 МПа. Этого достаточно для преодоления гидравлического сопротивления по всему контуру циркуляции. В отличие от движения воды в экономайзере и пара в пароперегревателе движение рабочего тела в циркуляционном контуре многократное. В процессе одного цикла прохождения через парообразующие трубы вода испаряется не полностью, а лишь частично и поступает в барабан в виде пароводяной смеси. При естественной циркуляции массовое паросодержание на выходе из парообразующих труб составляет 320 %. При паросодержании на выходе, равном, например, 20 %, для полного превращения в пар оставшаяся невыпаренная вода в количестве 80 % должна совершить движение через контур циркуляции еще четыре раза, а всего пять раз. 6 Поскольку процессы образования пара и отвода пара из котла происходят непрерывно, питательная вода в барабан также поступает непрерывно в соответствии с расходом пара, в контуре все время циркулирует (совершает замкнутое движение) вода, и количество ее не изменяется. Отношение массового расхода циркулирующей воды Gв, кг, к количеству образовавшегося пара в единицу времени Gп, кг, называется кратностью циркуляции. К = Gв / Gп. В котлах с естественной циркуляцией кратность циркуляции от 5 до 30 и более. Паровые котлы с многократной принудительной циркуляцией. В испарительных трубах можно организовать движение рабочего тела принудительно, например, насосом, включенным в контур циркуляции (рис. 1.1, б). Движущий напор циркуляции в этом случае в несколько раз превышает движущий напор при естественной циркуляции. Это позволяет расположить парообразующие трубы любым образом и организовать циркуляцию не только с вертикальным подъемным движением, но и с горизонтальным, и даже опускным движением пароводяной смеси. В котлах этого типа кратность циркуляции составляет 310. Отличительной особенностью котлов с естественной и многократной принудительной циркуляцией является наличие барабана емкости, позволяющей организовать циркуляцию в замкнутой гидравлической системе. Барабан фиксирует все зоны: экономайзерную, парообразующую и пароперегревательную. Поступающая из испарительных труб в барабан пароводяная смесь разделяется на пар и воду. Вода, смешиваясь с питательной водой, через опускные трубы снова поступает в контур циркуляции, а отделившийся пар направляется в пароперегреватель. Барабанные котлы работают при давлении, которое меньше критического, т. е. р < ркр. Прямоточные котлы не имеют барабана, и через испарительные трубы рабочее тело проходит однократно (рис. 1.1, в), так что кратность циркуляции k = 1. Прямоточный котел представляет собой разомкнутую гидравлическую систему. В испарительных поверхностях прямоточных котлов вода последовательно превращается в пар. Котлы работают не только на докритическом, но и на сверхкритическом давлении. 1.2. Технологическая схема производства пара на электростанции Технологическая схема производства пара на паротурбинной электрической станции с прямоточными котлами, работающими на твердом топливе, показана на рис. 1.2. Твердое топливо до поступления в котельную установку предварительно измельчается в дробильном оборудовании до размера кусочков, не превышающих 25 мм. В таком виде оно транспортером перегружается в бункер 1, откуда поступает в мельницу 3. Здесь топливо окончательно размалывается и подсушивается. 7 Для сушки топлива используется горячий воздух при температуре 250420 °С. Кроме того, этот воздух необходим для транспортирования и вдувания готовой пыли через горелочные устройства в топочную камеру 7 котла 10, в котором из питательной воды образуется пар заданной температуры и давления. Для подавляющего большинства конструкций российских паровых котлов характерен П-образный профиль. Первая шахта представляет собой топочную камеру объемом 2000–10000 м3 (в зависимости от мощности агрегата), в ней угольная пыль сгорает на лету и химическая энергия топлива преобразуется в теплоту сгорания. Стены топочной камеры изнутри выполнены из огнеупорного материала, а снаружи покрыты тепловой изоляцией. С внутренней стороны, непосредственно у стен топочной камеры, расположены трубы 9, которые являются испарительными (парообразующими) поверхностями нагрева. Эти поверхности нагрева получают теплоту от факела и топочных газов прямым излучением и называются топочными экранами. Продукты сгорания, частично охладившись, при температуре 900– 1200 °С (в зависимости от вида сжигаемого топлива) поступают в горизонтальный газоход 17, затем в вертикальную опускную шахту. Расположенные в газоходах поверхности нагрева, которым теплота передается конвекцией, называются конвективными, и сами газоходы тоже называются конвективными. Поверхность нагрева, в которой завершается парообразование и начинается перегрев пара, называется переходной зоной 19. Для облегчения условий работы металла переходную зону часто располагают в той части топочной камеры, где интенсивность обогрева не столь велика (например, вверху топки), либо (реже) в конвективном газоходе, где интенсивность обогрева в десятки раз меньше. В последнем случае ее называют вынесенной переходной зоной. Слабоперегретый пар из переходной зоны поступает в расположенную на стенах топочной камеры (иногда и на стенах горизонтального газохода) поверхность нагрева, которая также получает теплоту излучением и называется радиационным пароперегревателем 12. Окончательный перегрев пара до необходимой температуры достигается в конвективном пароперегревателе 13. Отсюда пар при заданных давлении и температуре направляется в паровую турбину. Температура газов за пароперегревателем – 650750 °С. В мощных котлах частично отработавший в турбине пар подвергается вторичному (промежуточному) перегреву и вновь направляется в турбину. Перегрев пара осуществляется в поверхности нагрева, называемой вторичным (промежуточным) пароперегревателем 18, располагаемым по ходу газов за основным пароперегревателем. На выходе из промежуточного пароперегревателя температура газов – 500750 °С. 8 Рис. 1. 2. Технологическая схема производства пара: 1 бункер дробленого топлива; 2 подача первичного воздуха; 3 углеразмольная мельница; 4 горелка; 5 подача пылевоздушной смеси в топку; 6 фронт котла; 7 топочная камера; 8 подача вторичного воздуха; 9 испарительные поверхности нагрева; 10 паровой котел; 11 перегретый пар в турбину; 12 и 13 пароперегреватели свежего пара; 14 и 15 всас холодного воздуха; 16 короб холодного воздуха; 17 горизонтальный газоход; 18 промперегреватель: 19 переходная зона; 20 экономайзер; 21 подвод питательной воды; 22 воздухоподогреватель; 23 дутьевой вентилятор; 24 золоуловитель; 25 дымосос; 26 золо- и шлакоудаление; 27 дымовая труба На выходе из переходной зоны продукты сгорания имеют высокую температуру (400500 °С). Содержащуюся в них теплоту утилизируют в поверхности нагрева, называемой экономайзером 20. В экономайзер поступает питательная вода, которая подогревается до температуры, несколько меньшей температуры насыщения, и далее направляется в топочные экраны. Все конвективные поверхности нагрева (пароперегреватели, вынесенная переходная зона, экономайзер) представляют собой систему параллельных змеевиков из стальных труб, обычно объединенных на концах коллекторами. Температура продуктов сгорания за экономайзером составляет 300400 °С и более. Дальнейшее ее снижение осуществляется в конвективной поверхности нагрева 22, используемой для подогрева воздуха и называемой воздухоподогревателем. В данном случае воздухоподогреватель состоит из системы вертикальных труб, внутри которых движутся продукты сгорания, а между ними нагреваемый воздух. Обычно температура поступающего в него воздуха – 3060 °С. Горячий воздух при температуре 250420 °С (в зависимости от топлива и способа его сжигания) разделяется на два потока. Один из них первичный воздух ис9 пользуется в системе подготовки топлива для подсушки его при размоле и для транспорта пыли, а другой вторичный воздух направляется непосредственно в топочную камеру через горелочные устройства для обеспечения полного сгорания пыли. Продукты сгорания после воздухоподогревателя называются уходящими газами; их температура – 110160 °С. Дальнейшая утилизация теплоты продуктов сгорания при столь низкой температуре нецелесообразна, и дымососом 25 продукты сгорания направляются через дымовую трубу 27 в атмосферу. После сгорания топлива остается зола, которая лишь частично улавливается в топочной камере, а основная ее масса уносится газовым потоком. Для очистки продуктов сгорания от унесенной ими золы устанавливают золоуловитель 24. Для защиты от абразивного золового износа дымососы располагаются после золоуловителя. Уловленная в топочной камере зола в твердом или жидком состоянии отводится устройствами золо- или шлакоудаления 26. Зола, уловленная из потока уходящих газов в золоуловителе, отводится устройствами золоудаления. В число устройств и механизмов, обеспечивающих работу парового котла, входят топливоприготовительные устройства; питательные насосы, подающие в котел питательную воду; дутьевые вентиляторы, подающие воздух для горения; дымососы, служащие для отвода продуктов сгорания через дымовую трубу в атмосферу, и другое вспомогательное оборудование. Паровой котел и весь комплекс перечисленного оборудования составляют котельную установку. Следовательно, понятие «котельная установка» шире понятия «паровой котел». Кроме парового котла, в состав котельной установки входят: 1. Топливный тракт комплекс элементов котельной установки, в котором осуществляются разгрузка топлива, его подготовка, транспортировка и подача в топочную камеру для сжигания. Топливный тракт включает приемно-разгрузочное оборудование, оборудование предварительного дробления, конвейеры для передачи топлива от одного агрегата к другому, бункер дробленого топлива, углеразмольную мельницу и пылепроводы, соединяющие ее с топочной камерой. До бункеров дробления топливо перемещается конвейерами с электроприводом; сопротивление по топливному тракту, начиная с мельницы, преодолевается напором, создаваемым вентилятором. 2. Водопаровой тракт система последовательно включенных элементов оборудования, в которых движется питательная вода, пароводяная смесь и перегретый пар. Водопаровой тракт включает следующие элементы оборудования: экономайзер, топочные экраны, пароперегреватели. Преодоление гидравлического сопротивления водопарового тракта 10 различно в зависимости от метода образования пара. Для рассмотренной схемы с прямоточными котлами это сопротивление преодолевается питательным насосом (см. рис. 1.1, в). 3. Воздушный тракт комплекс оборудования для забора атмосферного (холодного) воздуха, его подогрева, транспортировки и подачи в топочную камеру. Воздушный тракт включает в себя заборный короб холодного воздуха, воздухоподогреватель (воздушная сторона) и горелочные устройства. Аэродинамическое сопротивление воздушного тракта преодолевается дутьевым вентилятором. 4. Газовый тракт комплекс элементов оборудования, по которому движутся газы до выхода в атмосферу; он начинается в топочной камере, проходит через пароперегреватели, экономайзер, воздухоподогреватель (газовая сторона), золоуловитель и заканчивается дымовой трубой. Аэродинамическое сопротивление газового тракта до дымовой трубы преодолевается дымососом. Современная котельная установка представляет собой сложное техническое сооружение для производства пара, в котором все рабочие процессы полностью механизированы и автоматизированы; для повышения надежности работы ее оснащают автоматическими устройствами защиты от аварий. В отличие от отечественных большинство прямоточных котлов крупных пылеугольных энергоблоков, изготавливаемых в Западной Европе (Германия, Дания и др.), имеют чисто башенную компоновку с расположением в подъемном газоходе на выходе из топки всех пароперегревательных поверхностей нагрева и водяного экономайзера. Такая конструкция, по сравнению с традиционной П-образной компоновкой, существенно (примерно на 30 %) уменьшает необходимые размеры строительной площадки, а общая площадь котельной ячейки снижается примерно на 5 %. Башенная компоновка обеспечивает равномерное распределение скоростей дымовых газов в топке и конвективном газоходе, что способствует уменьшению шлакования, эрозионного износа, более равномерному тепловосприятию поверхностей нагрева. Несмотря на ряд очевидных преимуществ, в отечественных энергетических котлах такая компоновка практически не используется. Японские энергетики предпочитают усовершенствованную П-образную конструкцию котла с небольшим поворотным газоходом и укороченной опускной конвективной шахтой, в которой размещаются отдельные ступени пароперегревателя и водяной экономайзер (полубашенная компоновка). Конвективная шахта имеет, как правило, разделенные газоходы с шиберным распределением расходов продуктов сгорания по поверхности нагрева для регулирования температуры промперегрева при пониженных нагрузках. В качестве дополнительных средств регулирования применяются системы рециркуляции дымовых газов, используемые 11 одновременно для подавления образования оксидов азота, аварийный впрыск, а иногда поворотные горелки. 1.3. Основные характеристики паровых котлов Паропроизводительностью мощностью D, т/ч, называют количество пара, вырабатываемое паровым котлом в единицу времени. Расчет котла проводится на номинальную паропроизводительность Dн, под которой понимают ту максимальную нагрузку, которую он может на расчетном топливе устойчиво нести длительное время без снижения экономических показателей. Российская промышленность выпускает стационарные энергетические котлы широкого диапазона производительности (табл. 1.1). Таблица 1.1 Стационарные энергетические котлы Классификция по давлению Параметры перегретого пара Температура, ° С Давление, вторичного свежего МПа перегретого пара пара Среднее 4 440 Высокое 10 14 14 540 570, 545 570, 545 570, 545 25,5 565, 545 570, 545 Сверхкритическое Номинальная паропроизводителность котла Dн 10; 16; 25; 35; 50; 75 90; 120; 160; 200 210; 320; 420 480; 500; 640; 670 950; 1000; 1600; 1650; 2500; 2650; 3600; 3950 В настоящее время выпускаются агрегаты, вырабатывающие 1000, 1650, 2650 и 3950 т/ч пара давлением 25,5 МПа с перегревом 545565 °С и КПД 9294 %. Такие котлы обеспечивают паром турбины мощностью, соответственно, 300, 500, 800 и 1200 МВт. Параметры перегретого пара характеризуются его давлением и температурой в выходном коллекторе пароперегревателя. Котлы давлением 14 МПа и выше, как правило, выполняются с промежуточным перегревом пара. За последние 40 лет освоенные на российских энергоблоках мощностью 300–1200 МВт параметры пара 25,5 МПа с перегревом 545–565 °С практически не изменились, в то время как в других странах достигнуты значительные успехи в их повышении. При этом основное внимание уделяется конструкциям пылеугольных энергоблоков, т. к. при нарастающей тенденции снижения потребления природного газа и жидкого топлива в энергетике их использование предусматривается преимущественно в парогазовых установках (ПГУ). Одна из наиболее передовых стран, где вполне очевиден заметный прогресс в развитии пылеугольных тепловых электростанций, – Герма12 ния. В 1998–2000 гг. здесь сданы в эксплуатацию энергоблоки мощностью 800–930 МВт на ТЭС Шварце Пумпе и Липпендорф, в ближайшее время должны быть введены энергоблоки мощностью 1012–1025 МВт на ТЭС Фриммерсдорф и Нидерауссем. Они рассчитаны на повышенные значения давления и температуры пара за котлом – соответственно, 27– 27,5 МПа и 580600 °С, а КПД этих энергоблоков достигает 45 % и более (КПД российских пылеугольных ТЭС – около 30 %). Недавно в Дании пущены энергоблоки мощностью 400–412 МВт на ТЭС Скерберк и Нордиленд. Они работают с параметрами свежего пара 29 МПа, 582 °С при двукратном промперегреве до той же температуры. Проектный КПД их составляет 49 % (с учетом охлаждения конденсаторов морской водой с температурой 10 °С). По программе «Терми», осуществляемой в рамках Евросоюза, проектируется пылеугольный энергоблок мощностью 400–1000 МВт на давление 37,5 МПа и температуру свежего пара 700 °С с двукратным промперегревом (соответственно, 12 МПа, 720 °С и 2,35 МПа, 720 °С) при температуре питательной воды 350 °С. Значение его КПД оценивается в 52–55 %. Примерный срок окончания работ – 2015–2020 гг. Разрабатываемый в России энергоблок на «суперсверхкритические» параметры пара, который при существующих темпах проектирования и сооружения может быть создан в лучшем случае в те же сроки (не ранее, чем через 5–10 лет), имеет значительно более низкие технико-экономические показатели. По ориентировочным расчетным оценкам фирмы «Вестингауз», предельные параметры, на которые могут быть рассчитаны энергетические паросиловые установки с учетом современного состояния металлургии и технологии изготовления роторов турбин, составят 56 МПа с тройным промперегревом до 760 °С. Применение таких параметров и конструкций связано с высокой степенью риска и может рассматриваться лишь в весьма отдаленной перспективе, даже для передовой зарубежной теплоэнергетики при постоянно растущих затратах на ее развитие. Контрольные вопросы 1. Какие процессы протекают в паровых котлах для получения перегретого пара? 2. За счет чего осуществляется движение рабочего тела в паровых котлах с естественной циркуляцией? 3. К каким гидравлическим системам относятся барабанные и прямоточные котлы? 4. Как осуществляется перегрев пара в прямоточных котлах П-образного профиля? 5. Что входит в состав котельной установки? 6. Какими основными параметрами характеризуется паровой котел? 13 2. РЕАКТОРЫ И ПАРОГЕНЕРАТОРЫ АЭС 2.1. Реакторные установки АЭС 2.1.1. Основные узлы и системы реакторной установки К реакторной установке относят следующие основные конструктивные элементы и системы: активную зону, отражатель и зону воспроизводства (экран), биологическую защиту, системы управления и защиты реактора, перегрузки топлива, контроля и обеспечения безопасности, теплосъема. В активной зоне происходит цепная реакция деления ядер. Aктивная зона гетерогенного реактора состоит из тепловыделяющих элементов, замедлителя, теплоносителя, внутрикорпусных устройств и органов управления и защиты реактора. Тепловыделяющий элемент (ТВЭЛ) представляет собой топливный сердечник, заключенный в герметичную оболочку с концевыми деталями, предотвращающими утечку продуктов деления и взаимодействие топлива с теплоносителем. В большинстве случаев ТВЭЛ энергетического реактора имеет цилиндрическую форму. В настоящее время в качестве топлива чаще всего используют диоксид урана UO2, который обладает очень хорошей совместимостью с большинством материалов, используемых для изготовления оболочек (табл. 2.1). Таблица 2.1 Конструкционные материалы, используемые в качестве оболочек ТВЭЛов ядерных реакторов Материал Максимальная рабочая температура, К Сплавы циркония 673 Сплавы алюминия 543 Аустенитные нержавеющие стали 973 Область применения Реакторы с водным теплоносителем Реакторы с водным теплоносителем Реакторы на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем Замедлитель. Легкая вода имеет очень хорошие замедляющие свойства, поэтому реакторы с легководным замедлителем при той же мощности более компактны по сравнению с реакторами с другими замедлителями. Недостаток легкой воды способность поглощать тепловые нейтроны в значительно большей степени, чем графит и тяжелая вода. Это приводит к тому, что в водо-водяных реакторах используют топливо с более высоким обогащением (3,54,5 %), чем в реакторах на тепловых нейтронах других типов (кроме высокотемпературных). Графит имеет малое сечение поглощения тепловых нейтронов, поэтому реакторы с графитовым замедлителем могут работать на низкообогащенном и даже природном уране. Рассеивающие и замедляющие свойства графита 14 значительно ниже, чем у легкой воды, поэтому реакторы с графитовым замедлителем имеют значительно большие размеры и более низкие удельные энергонапряженности по сравнению с легководными реакторами. Минимальным сечением поглощения из всех замедлителей обладает тяжелая вода. Однако сравнительно высокая стоимость производства тяжелой воды, высокие требования, предъявляемые к герметичности контура вследствие большой гигроскопичности (при поглощении легкой воды существенно ухудшаются нейтронно-физические характеристики тяжелой воды) и повышенной, по сравнению с легкой водой, наработкой трития, сдерживают ее широкое использование в ядерной энергетике. Теплоноситель. Теплоносители ядерных реакторов должны обладать следующими свойствами: малыми коррозионной агрессивностью и эрозионным воздействием по отношению ко всем материалам активной зоны; высокими теплоемкостью и теплопроводностью; малой вязкостью; высокой температурой кипения и низкой температурой плавления; высокой температурной и радиационной стойкостью; взрывобезопасностью; малой активацией. Жидкометаллические теплоносители имеют высокую температуру кипения при низком давлении. Вследствие хороших теплопередающих свойств применение их особенно целесообразно при высоких удельных энерговыделениях (ядерные реакторы на быстрых нейтронах). Однако большинство жидкометаллических теплоносителей при комнатной температуре находится в твердом состоянии. Последнее обстоятельство требует создания системы подогрева для плавления металлов, что усложняет конструкцию реакторной установки. Водный теплоноситель по многим показателям наиболее приемлем для использования в ядерных реакторах. Основной недостаток водного теплоносителя низкая температура кипения. Для её повышения приходится существенно увеличивать давление водного теплоносителя, что, в свою очередь, требует использования толстостенных корпусов. Газовые теплоносители имеют очень низкие теплоемкость и теплопроводность, поэтому требуется очень высокое давление. Однако они слабо активируются, обладают низкой коррозионной активностью, могут иметь очень высокую температуру. Последнее обстоятельство позволяет создавать АЭС с газотурбинными установками. Система теплосъема обеспечивает отвод теплоты из активной зоны и ее передачу к паротурбинной (газотурбинной) установке. Различают одно-, двух- и трехконтурные установки. Одноконтурные установки можно реализовать либо при кипении водного теплоносителя в активной зоне с паротурбинной установкой, либо при использовании газового теплоносителя с газотурбинной установкой. В двухконтурных паротурбинных установках пар вырабатывается в 15 парогенераторе (ПГ). В петлевом варианте компоновки теплота в активной зоне передается теплоносителю первого контура, который по главным трубопроводам поступает в парогенератор, где происходит передача теплоты рабочему телу второго контура. Второй контур включает парогенератор, главные паропроводы, турбину, конденсатор и систему регенерации теплоты. Первый контур, помимо главных трубопроводов, включает главные циркуляционные насосы (водо-водяной энергетический реактор – ВВЭР). В варианте интегральной компоновки (быстрый реактор со свинцовым теплоносителем – БРЕСТ) ПГ находится в общем устройстве с реактором и теплоноситель после прохождения через ПГ поступает в опускной участок, где расположены главные циркуляционные насосы. Второй контур аналогичен контуру в петлевом варианте двухконтурной АЭС. Трехконтурные установки применяются на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем. Из-за возможной реакции натрия с водой между первым контуром и контуром с паротурбинной установкой предусмотрен промежуточный контур с натриевым теплоносителем. Практика проектирования и эксплуатации показала предпочтительность интегральной компоновки, когда главный циркуляционный насос и промежуточный теплообменник находятся в одном корпусе с реактором. Отражатель. Материалы, окружающие активную зону и возвращающие обратно часть уходящих из нее нейтронов, в совокупности образуют отражатель. В реакторах на тепловых нейтронах в качестве отражателя используют обычно те же материалы, что и для замедлителей. Примерная толщина боковых отражателей в реакторах на тепловых нейтронах: ВВЭР 1215 см; РБМК (реактор большой мощности канальный) 100 см; тяжеловодный 80100 см. В реакторах на быстрых нейтронах (РБН) роль отражателя выполняют экраны, в которых накапливается новое топливо. Биологическая защита. В работающем реакторе образуются -, -, - и нейтронное n-излучения. Для снижения нейтронного и γ-излучений до предельно допустимых уровней необходимо создать биологическую защиту от переоблучения персонала и тепловую защиту напряженных элементов конструкции от радиационных повреждений и перегревов. Заряженные частицы (, и др.) вследствие малого пробега до поглощения обычно не играют роли при расчете защиты реактора. В зависимости от назначения и типа реактора биологическая защита может быть сплошной или раздельной. При сплошной защите реактор и интегральные элементы системы теплосъема окружены со всех сторон. При раздельной защите реактор и основные элементы системы теплосъема размещены в различных помещениях, каждое из которых имеет свою защиту. 16 Система управления и защиты реактора (СУЗ) служит для пуска и останова реактора, поддержания заданного уровня мощности, перехода на другой уровень мощности и аварийного останова реактора. Она включает исполнительные органы, приводы, систему охлаждения. Органы управления реактивностью реактора должны выполнять следующие основные функции: компенсацию запаса реактивности, автоматическое регулирование, аварийную защиту, поддержание неравномерностей энерговыделения ниже заданного уровня. В соответствии с этими функциями СУЗ состоит из компенсирующей, регулирующей и аварийной систем. Компенсирующие системы (КС) служат для компенсации значительных изменений реактивности, связанных с выгоранием топлива, переходом от холодного состояния реактора к рабочему. Могут быть выполнены либо в виде регулирующих стержней (механическая, например, в РБМК), либо введением поглотителя в теплоноситель (введение борной кислоты в первый контур ВВЭР), либо введением выгорающих поглотителей в ТВЭЛы или в виде специальных стержней. Регулирующие стержни (PC) поддерживают мощность постоянной или изменяют ее по заданию оператора. Различают стержни ручного (РР) и автоматического (АР) регулирования. Стержни аварийной защиты (A3) обеспечивают быстрое прекращение реакции деления (останов реактора) при возникновении аварийной ситуации. Механизм воздействия на реактивность систем КС, PC, A3 одинаков. Каждая из этих систем может выполнять и др. функции, поэтому во многих случаях функции различных систем объединяются и система становится универсальной. В качестве материалов стержней СУЗ используют элементы, хорошо поглощающие нейтроны: В, Cd, Hf, Eu, Gd и т. п. Система перегрузки топлива служит для замены выгоревшего топлива свежим, перестановки и извлечения поврежденных кассет. Выполняется либо в виде специальной разгрузочно-перегрузочной машины (РЗМ), размещаемой в реакторном помещении (ВВЭР, РБМК), либо в виде перегрузочной системы, размещаемой частично в корпусе реактора (РБН) и позволяющей производить перегрузку без разгерметизации корпуса. Системы контроля и обеспечения безопасности. Для обеспечения экономичной и безопасной эксплуатации реакторной установки необходима точная и оперативная информация о распределении полей энерговыделения, температуры и др. теплофизических и нейтронно-физических параметров внутри активной зоны. Эту задачу выполняют системы внутриреакторного контроля, в состав которых в общем случае входят датчики, линии связи, электронная измерительная аппаратура, а также ЭВМ, алгоритмы и программы для обработки полученной информации. 17 2.1.2. Реакторные установки одноконтурной АЭС На одноконтурных АЭС применяются реакторные установки с канальным кипящим ректором РБМК. Отличительными признаками реактора РБМК считаются: 1661 технологический канал с топливом и теплоносителем, что допускает поканальную перегрузку топлива; наличие графитового замедлителя, в котором установлены каналы; легководный кипящий теплоноситель в контуре многократной принудительной циркуляции с прямой подачей отсепарированного пара в турбину. Достоинствами реакторной установки данного типа являются: отсутствие толстостенного корпуса и ПГ; пониженное давление теплоносителя; аккумулирование теплоты графитовой кладкой; возможность регулировать расход теплоносителя в каждом канале, осуществлять индивидуальный контроль целостности каналов и параметров теплоносителя в каждом из них; низкое обогащение топлива. К недостаткам реакторных установок РБМК можно отнести большие размеры реактора, разветвленность системы подвода-отвода теплоносителя, значительное количество конструкционных материалов в активной зоне реактора, а, следовательно, заметный захват нейтронов этими материалами, радиоактивность пара, подаваемого в турбину. Реакторная установка включает реактор РБМК-1000, контур многократной принудительной циркуляции (МПЦ) и вспомогательные системы. Конструктивная схема реактора типа РБМК представлена на рис. 2.1. Графитовая кладка 7, выполняющая функции замедлителя нейтронов, опирается на нижнюю железобетонную плиту 8. Сверху имеется аналогичная железобетонная плита 2, которая опирается на кольцевой бак биологической защиты 1, заполненный водой. Верхняя и нижняя железобетонные плиты соединены стальной цилиндрической обечайкой и вместе представляют собой герметичный корпус, несущий небольшое избыточное давление инертного газа. В графитовой кладке и железобетонных плитах имеются отверстия, в которые входят трубы технологических каналов 5. В пределах активной зоны труба выполнена из сплава циркония, а торцевые части из нержавеющей стали. Соединение циркониевой трубы с торцевыми нержавеющими трубами осуществляется при помощи специальных переходников стальцирконий, изготовленных методом диффузионной сварки. Топливная сборка 6 представляет собой пучок ТВЭЛов из UO2 с циркониевой оболочкой, подвешенной в канале на верхней защитной пробке 3. Теплоноситель подается в канал снизу, а сверху из канала пароводяная смесь отводится в барабан-сепаратор. 18 3 2 4 1 5 6 7 8 9 Рис. 2.1. Конструктивная схема реактора канального типа (РБМК): 1 биологическая защита; 2 верхняя защитная плита; 3 пробка технологического канала; 4 отвод пароводяной смеси; 5 труба технологического канала; 6 топливная сборка; 7 графитовая кладка; 8 нижняя опорная плита; 9 подвод теплоносителя Насыщенный пар направляется в турбину, а вода, смешиваясь с питательной водой реактора, поступает в технологические каналы, работающие при полном давлении. Циркуляция принудительная. На базе опыта эксплуатации реактора РБМК-1000 создан реактор РБМК-1500 при тех же размерах активной зоны и параметрах теплоносителя. Форсирование мощности до 1500 МВт достигнуто в основном за счет разработки тепловыделяющей сборки (ТВС) новой конструкции, в которой предусмотрены интенсификаторы теплообмена. Вследствие интенсивного орошения поверхностей нагрева ТВЭЛов среднее массовое паросодержание на выходе было увеличено до 21 % при достаточном запасе до кризиса теплообмена. Система управления и защиты реактора РБМК основана на перемещении (под действием гравитации и независимых электроприводов) 19 твердых стержней-поглотителей в специально выделенных каналах, охлаждаемых водой автономного контура. В реакторе предусмотрены следующие основные системы контроля и управления: физического контроля поля энерговыделения по радиусу и высоте с помощью датчиков прямой зарядки; управления и защиты реактора; пускового контроля (реактиметры, пусковые выемные камеры); контроля расхода воды по всем каналам специальными шариковыми расходомерами; контроля целостности труб каналов (КЦТК) по влажности и по температуре газа, заполняющего полость графитовой кладки; контроля герметичности оболочек ТВЭЛов. Вся информация поступает в информационно-управляющую ЭВМ и выдается оператору в удобном для него виде. Автоматическое отключение реактора происходит в случаях: общего обесточивания собственных нужд; превышения скорости роста или заданного уровня мощности; отключения стопорными клапанами обоих турбогенераторов; сокращения более чем в 2 раза подачи питательной воды; отключения двух главных циркуляционных насосов (ГЦН) в контуре охлаждения; выхода давления или уровня в сепараторах контура МПЦ за предельно допустимые значения; большой течи контура МПЦ. Основные характеристики реакторов типа РБМК приведены в табл. 2.2. Таблица 2.2 Основные характеристики реакторных установок типа РБМК Характеристика Мощность, МВт: электрическая тепловая КПД брутто, % Первоначальная загрузка урана, т Проектное обогащение топлива в стационарном режиме перегрузок, % РБМК-1000 РБМК-1500 1000 (2 × 500) 3200 31,3 192 1500 (2 × 750) 4800 31,3 189 2,0 2,0 Активная зона: высота, м диаметр, м 7,0 11,8 7,0 11,8 Число топливных каналов 1661 1661 Число каналов СУЗ Число ТВЭЛов в канале 211 18 211 18 20 Окончание табл. 2.2 Характеристика Размеры оболочек ТВЭЛов (диаметр/ толщина), мм РБМК-1000 РБМК-1500 13,5/0,9 13,5/0,9 Давление в барабане-сепараторе, МПа Параметры пара перед турбиной: давление, МПа температура, С Барабан-сепаратор: число диаметр, м длина, м 7,0 7,0 6,5 280 6,5 280 4 2,3 30,07 4 2,6 30,07 Авария на Чернобыльской АЭС, имевшая реактивностный характер, привела к пересмотру многих аспектов надежности и безопасности реакторной установки РБМК, был выполнен значительный объем работ по их повышению для работающих энергоблоков. Это относится как к совершенствованию физических свойств активной зоны реактора, так и к изменению системы блокировок и защит, модернизации системы СУЗ и увеличению быстродействия ее элементов, совершенствованию конструкции ТВЭЛов и ТВС, восстановлению геометрии отверстий для каналов в колоннах графитового замедлителя, реконструкции некоторых технологических систем реактора, увеличению надежности работы защиты реактора как по скорости роста мощности, так и по прекращению его работы. Причины аварии на Чернобыльской АЭС были обусловлены не физической сущностью уран-графитового реактора, поэтому в перспективе возможна замена реакторов типа РБМК уран-графитовыми реакторами нового поколения. Из проектов таких реакторов заслуживает внимания многопетлевой уран-графитовый реактор типа МКЭР-800, который, сохраняя положительные качества РБМК, в полной мере реализует свойства внутренней безопасности, присущие уран-графитовому реактору, и соответствует по критериям безопасности современным требованиям, установленным для реакторов повышенной безопасности. Активная зона реактора МКЭР-800 содержит 1580 ТВС, загруженных 140,6 т UO2. Давление теплоносителя составляет 7,2 МПа, температура теплоносителя на входе в активную зону – 268 С, на выходе 285 °С. Реактор МКЭР-800 с помощью средств безопасности может быть автоматически переведен в безопасное состояние при любых отклонениях параметров и любых эксплуатационных состояниях. Реактор оснащен двумя независимыми системами останова (стержневой и жидкостной), каждая из которых способна перевести его из любого рабочего режима в подкритическое состояние. 21 2.1.3. Реакторные установки двухконтурной АЭС В реакторную установку двухконтурной АЭС входят реактор, парогенераторы, циркуляционные трубопроводы с главными запорными задвижками (или без них), главные циркуляционные насосы. К реакторной установке относятся также системы, важные для безопасности: компенсации давления, аварийные, дренажные, очистки воды первого контура. Реакторы типа ВВЭР используют легкую воду в качестве замедлителя и теплоносителя. Особенность водо-водяных реакторов тесное расположение ТВЭЛов в уран-водной решетке. Типичное значение отношения объемов воды и топлива равно примерно двум, что в сочетании с хорошими теплофизическими свойствами воды обеспечивает высокие удельные энерговыделения в активной зоне и возможность использовать изготовленный в заводских условиях корпус, работающий под давлением 1216 МПа. В современных реакторах ВВЭР используется борное регулирование. Первым отечественным промышленным ВВЭР был реактор I блока Нововоронежской АЭС электрической мощностью 210 МВт (ВВЭР-210), введенный в эксплуатацию в 1964 г. Следующая качественная ступень (второе поколение) развития ВВЭР установка ВВЭР-440. Она положена в основу первой крупной серии АЭС, поскольку экономические показатели сделали эти станции конкурентоспособными со станциями на органическом топливе. Эти реакторы применяются и в ряде зарубежных стран. Третье поколение представлено реакторами ВВЭР-1000. Конструктивная схема реактора ВВЭР приведена на рис. 2.2. Активная зона реактора 1 расположена в подвесной корзине 2 и находится внутри корпуса аппарата 3, несущего давление. Верхняя крышка 8 уплотняется прокладкой 9 через нажимное кольцо 10. Теплоноситель подводится через нижний ряд патрубков 5, опускается вниз по кольцевому зазору между корпусом и цилиндром корзины и поступает в нижнюю часть активной зоны. В активной зоне, он нагревается и отводится через верхний ряд патрубков 6. При указанном ходе теплоносителя активная зона имеет верхний нажимный цилиндр 7, в нижней части которого имеется перфорированное нажимное устройство, предотвращающее всплытие топливных кассет. Против верхних патрубков нажимной цилиндр также имеет перфорацию для прохода теплоносителя. Через верхнюю крышку аппарата проходят обсадные трубы, в которых размещаются узлы СУЗ. Обсадные трубы предотвращают вибрацию узлов СУЗ поперечными токами теплоносителя. Тепловой экран служит для защиты корпуса от чрезмерного облучения нейтронами и квантами. Активная 22 зона реактора состоит из кассет, вплотную установленных друг к другу. Соответственно форма кассет должна быть такой, чтобы между ними были равномерные малые зазоры. Обычно кассеты имеют шестигранную или квадратную форму. Внутри кассет размещаются ТВЭЛы. Через перфорации, имеющиеся в кассетах, теплоноситель свободно поступает к ТВЭЛам. Рис. 2.2. Конструктивная схема водо-водяного реактора корпусного типа (ВВЭР): 1 активная зона; 2 подвесная корзина; 3 корпус реактора; 4 тепловой экран; 5 подвод теплоносителя; 6 отвод теплоносителя; 7 нажимной цилиндр; 8 крышка реактора; 9 прокладки; 10 нажимное кольцо; 11 обсадные трубы приводов СУЗ; 12 защитный колпак В качестве ядерного топлива в реакторах используется обычно двуокись урана UO2. Оболочка ТВЭЛа предотвращает контакт теплоносителя с топливом и выход продуктов деления в теплоноситель. Она должна быть достаточно прочной, не взаимодействовать с топливом и теплоносителем, слабо поглощать нейтроны, быть стойкой при высоких температурах. В наибольшей степени этим требованиям отвечают сплавы циркония, из которых и изготавливают оболочки ТВЭЛов. Основные характеристики реакторов ВВЭР приведены в табл. 2.3. Из неё следует, что корпус реакторов типа ВВЭР должен выдерживать значительное давление. С ростом тепловой мощности реактора давление увеличивается, растут и размеры активной зоны. Корпус реактора это толстостенный сосуд, сложный в технологическом отношении, изготовить который можно только в заводских условиях. Реактор должен быть транспортабелен по железной дороге, следовательно, иметь ограничения по диаметру. Поэтому повышение тепловой мощности и параметров реактора типа ВВЭР является сложной технической и научной задачей. 23 Таблица 2.3 Основные характеристики серийных реакторов типа ВВЭР Характеристика Мощность, МВт: электрическая тепловая КПД брутто, % Число петель главного реакторного контура (число ПГ) Первоначальная загрузка урана, т Среднее обогащение первой загрузки, % Максимальное проектное обогащение топлива в стационарном режиме перегрузок, % Давление теплоносителя на выходе из активной зоны, МПа Температура воды на входе (выходе) в реактор (из реактора), С Диаметр и высота корпуса, м Эквивалентный диаметр активной зоны, м Размеры оболочек ТВЭЛов (диаметр / толщина), мм Число ТВЭЛов в кассете Число топливных кассет в активной зоне ВВЭР-440 ВВЭР-1000 4400 (2 220) 1375 32,0 1000 (1 1000) 3000 33,0 6 4 42 66 2,5 2,5/3,0* 3,6 3,6/4,4* 12,25 15,7 269 (299) 289,7 (320) 3,84 × 11,8 2,88 4,5 × 10,88 3,12 9,1/0,65 9,1/0,65 126 349 312 163 * Числитель – двухлетний цикл работы, знаменатель – трехлетний. 2.1.4. Реакторы на быстрых нейтронах Ядерная энергетика в долгосрочной перспективе имеет принципиально более широкие возможности, по сравнению с традиционными источниками энергии, вследствие осуществления воспроизводства ядерного топлива в РБН. Наиболее эффективными теплоносителями для РБН являются жидкие металлы (Na, К, Pb, Hg), эвтектические сплавы (Na + К и Pb + Bi), газы (Не, водяной пар, диссоциирующий газ N2O4). При использовании химически неагрессивного теплоносителя появляется возможность реализации двухконтурной схемы теплоотвода. Характеристики реактора по воспроизводству вторичного ядерного горючего и безопасности определяются его формой, размерами и составом. В энергетических РБН активная зона с высокообогащенным топливом окружена зонами воспроизводства (экранами) с сырьевым материалом (U или Тh). Зоны воспроизводства также могут размещаться и внутри активной зоны в качестве внутренних зон воспроизводства (ВЗВ) различных конфигураций. Реализация программы внедрения РБН началась с создания исследовательских реакторов и экспериментального энергетического реактора 24 БОР-60 мощностью 60 МВт (1969 г.), а затем опытно-промышленного реактора БН-350 (1973 г., Казахстан). Современный этап развития РБН характеризуется накоплением опыта работы крупного промышленного блока с БН-600 на Белоярской АЭС (III блок, 1980 г.). Теплоносителем современных промышленных РБН как в России, так и за рубежом выбран натрий, сочетающий благоприятные нейтронно- и теплофизические свойства: сравнительно небольшие сечения радиационного захвата и замедления нейтронов; хорошую совместимость с реакторными материалами; малую упругость насыщенного пара при рабочих температурах, позволяющую иметь низкое давление в контуре теплоносителя; высокие теплопроводность и коэффициент теплоотдачи, позволяющие снимать большие тепловые нагрузки (до 500 МВт/м ) и получать высокие параметры теплоносителя (до 550 °С) и рабочего тела (пар закритических параметров). Вследствие высокой химической активности натрия по отношению к кислороду и воде быстрые реакторы с натриевым теплоносителем имеют трехконтурную схему отвода теплоты. В первом контуре осуществляется теплосъем с активной зоны; второй промежуточный контур служит страховкой от возможных серьезных последствий аварий при разгерметизации парогенераторов с попаданием воды в натрий, третий паросиловой отличается от контуров АЭС с реакторами на тепловых нейтронах более высокими параметрами пара, позволяющими использовать стандартные турбоустановки (ТУ). Основные параметры реактора БН-600 и перспективных проектов БН-800 и БРЕСТ-300 приведены в табл. 2.4. В зависимости от компоновки оборудования первого контура РБН имеют петлевую (БН-350) или интегральную (баковую) конструкцию (БН-600; проекты БН-800, БРЕСТ-300). Таблица 2.4 Основные характеристики паропроизводящих установок АЭС с реакторами на быстрых нейтронах Характеристика Мощность, МВт: электрическая тепловая Число петель теплоотвода Диаметр/высота корпуса, м Количество теплоносителя в контурах, т Высота/диаметр активной зоны, м Температура теплоносителя в активной зоне (вход/выход), С Топливо БН-600 БН-800 БРЕСТ-300 600 1470 3 12,8/12,6 800 2100 4 12,9/14 300 700 8 5,5–11,5/19 770 + 830 760 + 1025 около 6000 1,04/2,06 0,95/2,45 1,1/2,3 377/550 354/547 420/540 UO2 25 UO2 + uО2 UN + PN Окончание табл. 2.4 Характеристика Диаметр ТВЭЛов активной зоны, мм Диаметр ТВЭЛов бокового экрана, мм Число ТВЭЛов ТВС активной зоны Температура теплоносителя в парогенераторе (вход/выход), С Температура воды/пара в парогенераторе, С Давление пара, МПа БН-600 6,9 × 0,4 14,1 × 0,4 БН-800 6,6 × 0,4 14,1 × 0,4 БРЕСТ-300 9,1; 9,6; 10,4 127 127 114 520/330 505/309 540/420 241/507 210/490 340/520 13,7 13,7 24,5 2.2. Парогенераторы АЭС 2.2.1. Назначение и классификация парогенераторов АЭС На двух- и трехконтурных паротурбинных АЭС рабочий пар производится в ПГ рекуперативных теплообменных аппаратах, в которых теплота от первичного теплоносителя передается рабочему телу через теплопередающую поверхность. В общем случае ПГ может включать в себя следующие элементы, обогреваемые теплоносителем: водяной экономайзер, испаритель, пароперегреватель и промежуточный пароперегреватель. Промежуточный перегрев пара может осуществляться в специальных теплообменных аппаратах, не входящих в состав ПГ. Парогенераторы классифицируются: а) по виду теплоносителя: с водным, жидкометаллическим, газовым, органическим и др. теплоносителями; б) по способу организации движения рабочего тела в испарителе: с естественной циркуляцией, с многократной принудительной циркуляцией, прямоточные (в др. элементах ПГ движение рабочего тела принудительное, однократное); в) по числу корпусов, в которые заключена теплопередающая поверхность: однокорпусные (все элементы ПГ расположены в одном корпусе); многокорпусные (отдельные элементы имеют самостоятельные корпуса, соединенные трубопроводами теплоносителя и рабочего тела); секционные (ПГ состоит из нескольких соединенных параллельно по теплоносителю и рабочему телу секций, имеющих общие системы регулирования расхода питательной воды); секционно-модульные (секции состоят из отдельных модулей теплообменников, в которых располагаются элементы ПГ); г) по конструктивным признакам: вертикального и горизонтального типов. 26 2.2.2. Парогенераторы АЭС с ВВЭР ПГ отечественных блоков АЭС с ВВЭР представляют собой горизонтальные однокорпусные теплообменные аппараты с многократной естественной циркуляцией рабочего тела (рис. 2.3). Рис. 2. 3. Конструктивная схема парогенератора с водным теплоносителем: 1 подвод питательной воды; 2 выход пара; 3 жалюзийный сепаратор; 4 подвод теплоносителя; 5 коллектор теплоносителя; 6 поверхность теплообмена; 7 корпус парогенератора; 8 отвод теплоносителя Поверхность нагрева ПГ выполняют из трубок малого диаметра (1416 мм) при толщине стенки 1,41,5 мм. Трубки закреплены (завальцованы) в вертикальные коллекторы теплоносителя 5. Поверхность нагрева ПГ, принадлежащая как первому, так и второму контурам, выполнена из нержавеющей стали. Теплоноситель движется внутри труб, рабочее тело в условиях естественной циркуляции в объеме парогенератора. В паровом объеме имеет место гравитационная сепарация пара. Дополнительно для более глубокой осушки пара установлены жалюзийные сепараторы 3. Теплотехнические характеристики ПГ приведены в табл. 2.5. Таблица 2.5 Основные параметры парогенераторов АЭС с реактором типа ВВЭР Марка реактора ВВЭР-440 ВВЭР-1000 3,2 4,0 Наименование Диаметр корпуса, м Длина корпуса, м Электрическая мощность, МВт Паропроизводительность, т/ч Давление насыщенного пара, МПа Поверхность нагрева, м2 Число трубок, шт. 11,95 73,3 452 4,7 2500 5146 15,0 250 1469 6,4 5200 15648 2.2.3. Парогенераторы АЭС с натриевым теплоносителем С 1980 г. на Белоярской АЭС работает энергоблок с реактором с натриевым теплоносителем БН-600. В каждой циркуляционной петле реактора (три петли) установлено по одному ПГ, состоящему из восьми секций (рис. 2.4), соединенных параллельно по теплоносителю (натрию) и рабочему телу. 27 Ниже представлены характеристики ПГ: Тепловая мощность, МВт……………………….......……… 490 Паропроизводительность, кг/с................................................181,5 Давление пара, МПа …………………….......……………… 14,2 Температура пара, °С……………………......……………… 505 Температура питательной воды, С ………...........………... 240 Давление пара промежуточного перегрева, МПа ....……… 2,45 Температура пара промежуточного перегрева на выходе/входе, С …………….....……………. 505/300 Расход теплоносителя, кг/с…………………….......……….. 1770 Давление теплоносителя, МПа ……………….....…………. 0,38 Масса ПГ, т……………………………………….....……..… 600 Рис. 2.4. Секция ПГ АЭС с реактором БН-600: А модуль промежуточного пароперегревателя; Б модуль испарителя; В модуль основного пароперегревателя; а вход натрия в ПГ; б выход натрия из ПГ; в вход питательной воды в испаритель; г выход пара из испарителя; д вход пара в пароперегреватель; е выход пара из пароперегревателя; ж, з вход пара в промежуточный пароперегреватель и выход из него; 1, 2 выходная камера и корпус промежуточного пароперегревателя; 3 входная камера пара промежуточного пароперегревателя; 4 выходная камера пара испарителя; 5 трубки теплопередающей поверхности испарителя; 6 корпус испарителя; 7 входная камера питательной воды; 8 дроссельный щит; 9 раздающая камера натрия испарителя; 10 тепловая изоляция трубной решетки; 11 трубная доска; 12 входная камера пара пароперегревателя; 13 корпус пароперегревателя; 14 выходная камера пара пароперегревателя Секция ПГ состоит из трех модулей: испарителя, пароперегревателя и промежуточного пароперегревателя (табл. 2.6). Конструкция модулей одинакова. Прямые трубы теплопередающей поверхности завальцованы в трубные доски. Натрий движется в межтрубном пространстве, продольно омывая пучок труб; рабочее тело – внутри труб. Трубы в пучке располагаются по треугольной решетке. Корпус модулей отделен от потока натрия кожухом, защищающим его от воздействия возможных изменений температуры натрия. Трубные доски изолируются от непосред28 ственного соприкосновения с потоком натрия вытеснителями и изолирующими прокладками. Трубы в пучке дистанционируются с помощью решеток, расположенных на расстоянии 830 мм одна от другой. Компенсация разных температурных удлинений корпуса и труб осуществляется с помощью сильфонного устройства, установленного на корпусе. Основной и промежуточный пароперегреватели соединены по теплоносителю параллельно. Из этих модулей натрий поступает в испаритель. Таблица 2.6 Характеристики модулей ПГ блока БН-600 Характеристика Температура теплоносителя (вход/выход), С Диаметр и толщина стенки труб, мм Шаг между трубами в пучке, мм Число труб в модуле Длина одной трубы, м Толщина трубной доски, мм Диаметр и толщина стенки корпуса, мм Пароперегреватель Испаритель 520 450 450 320 16 2 16 2 Промежуточный пароперегреватель 520 450 25 2 33 28 33 241 333 241 12,8 14,8 12,56 185 185 100 630 20 630 16 630 20 Контрольные вопросы 1. Из каких основных узлов и систем состоит реакторная установка? 2. В каких случаях происходит автоматическое отключение реактора РБМК? 3. Чем различаются активные зоны реакторов ВВЭР и РБМК? 4. Почему реакторы с натриевым теплоносителем имеют трехконтурную схему отвода тепла? 5. По каким признакам классифицируются ПГ АЭС? 6. Чем обеспечивается большая площадь поверхности нагрева ПГ с водным теплоносителем? 7. В чем особенности устройства ПГ с натриевым теплоносителем? 29 3. КОНСТРУКЦИИ ПАРОВЫХ ТУРБИН И ИХ ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ 3.1. Общие понятия и классификация паровых турбин Паровые турбины тепловые двигатели, в которых теплота пара превращается в механическую энергию вращения ротора турбины. Указанное преобразование осуществляется в ступенях турбины, состоящих из двух основных элементов (рис. 3.1): – неподвижных сопловых каналов 4 (сопловых решеток); – вращающихся вместе с валом турбины рабочих решеток, образованных рабочими лопатками 3, закрепленными на дисках 2, связанных с валом турбины 1. На рис. 3.1 для упрощения показано одно сопло. В сопловых решетках пар при расширении приобретает определенную скорость. Потенциальная энергия пара превращается в кинетическую энергию его потока. После сопловых решеток поток пара направляется в рабочие решетки. В криволинейных каналах, образованных лопатками рабочего колеса, под воздействием поворота потока пара и изменения скорости потока возникают усилия, которые приводят рабочее колесо диска вместе с валом турбины во вращение с частотой вращения n. Происходит преобразование кинетической энергии пара в механическую энергию вращения ротора турбины. Рис. 3.1. Схема устройства простейшей паровой турбины аксиального типа: 1 вaл; 2 диск; 3 рабочая лопатка; 4 сопло Ротором турбины называют ее вращающуюся часть, включающую вал, диски, рабочие лопатки и вспомогательные детали, обеспечивающие сборку и работу ротора. Если имеются одна сопловая и одна рабочая решетки, то турбина называется одноступенчатой. Если же таких решеток несколько, то турбина называется многоступенчатой. Совокупность всех турбинных ступеней называется проточной частью турбины. Если преобразование потенциальной энергии пара в кинетическую имеет место только в сопловых решетках, то такой принцип работы пара называется активным и соответствующие ступени турбины называются активными. 30 Если же превращение потенциальной энергии пара в кинетическую происходит как в сопловой, так и в рабочей решетках, то такой принцип работы называется реактивным и соответствующие ступени называются реактивными. Если поток пара в ступени турбины перемещается из сопловой решетки в рабочую в направлении, параллельном валу турбины, то турбина называется аксиальной. Если поток пара в ступени перемещается в направлении, перпендикулярном валу турбины, то турбина называется радиальной. Паровые турбины, как и другие двигатели, можно разделить на две большие категории: стационарные и транспортные. В качестве транспортных они используются в основном для привода гребного винта крупных судов. Классификация стационарных паровых турбин 1. По цели использования Энергетические турбины служат для привода электрического генератора, включенного в энергетическую систему, и отпуска теплоты. Характерной особенностью работы таких турбин является практически постоянная частота вращения. Промышленные турбины предназначены прежде всего для обеспечения паром различных видов технологических процессов в металлургической, химической промышленности, при производстве бумаги, сахара, тканей и т. д. Промышленные паровые турбины используются на металлургических заводах для привода воздуходувок, вентиляторов и др. крупных механизмов. Вспомогательные турбины служат для обеспечения технологического процесса производства электроэнергии (например, для привода питательных насосов, воздуходувок котла и т. д.). 2. По характеру теплового процесса Конденсационные турбины в первую очередь служат для выработки электроэнергии и являются основным оборудованием крупных тепловых электростанций. Теплофикационные турбины предназначены для выработки электроэнергии и теплоты. 3. По используемым параметрам пара Турбины докритического и сверхкритического давления. 4. По числу часов использования в году Базовые турбины наиболее экономичные, работающие более 5000 ч в году. Полупиковые турбины останавливаются на ночь, на выходные и праздничные дни, когда уменьшается потребление электроэнергии. 31 Пиковые турбины работают менее 2000 ч в году и предназначены для покрытия утренних и вечерних пиков нагрузки. 5. По конструктивным особенностям Одноцилиндровые турбины все ступени размещены в одном цилиндре (корпусе), многоцилиндровые в которых ступени размещены в нескольких корпусах. Одновальные турбины роторы всех цилиндров соединены между собой муфтами и имеют один генератор. Двухвальные турбины состоят из двух параллельно расположенных одновальных агрегатов, связанных только по пару и имеющих два генератора. (В нашей стране построена одна двухвальная турбина мощностью 800 МВт). Турбины активные и реактивные. В чистом виде такие турбины встречаются редко. Часто реактивные турбины выполняются с активной первой ступенью, а последние ступени активной турбины работают со степенью реакции 0,5 и выше. 3.2. Конструкции паровых турбин и их основные элементы Паровая турбина представляет собой сложный агрегат, основными элементами которого являются корпуса с органами парораспределения, проточная часть, ротор, подшипники и уплотнения. Краткая характеристика этих элементов приводится ниже. 3.2.1. Корпуса (цилиндры) турбин Конденсационные турбины небольшой мощности (примерно до 50 МВт) выполняются в одном цилиндре (рис. 3.2, а). Такие турбины соединяются с электрическим генератором или приводной машиной, как правило, со стороны выхода пара. В многоцилиндровых одновальных агрегатах цилиндры обычно располагаются по потоку пара, т. е. сначала цилиндр высокого давления (ЦВД), затем цилиндр среднего давления (ЦСД) и один или несколько цилиндров низкого давления (ЦНД), после чего устанавливается генератор (рис. 3.2, б, г, д). В настоящее время большинство одновальных агрегатов проектируется не более чем с четырьмя цилиндрами. В этом случае валопровод, состоящий из основных элементов: ротора турбины и ротора генератора – имеет пять основных участков. Направление потоков пара в многоцилиндровой турбине определяется рядом факторов: уменьшением усилий, действующих на упорный подшипник, сокращением взаимных осевых перемещений валопровода, уменьшением тепловых деформаций, расположением органов парораспределения и т. д. 32 Рис. 3.2. Типичные схемы направления потока пара в одновальных турбинах: а одноцилиндровая конструкция; б многоцилиндровая конструкция с последовательным расположением цилиндров и противоположным направлением потоков в ЦВД и ЦСД; в то же с первым цилиндром в средней части агрегата; г – то же с подводом пара в среднюю часть ЦВД; д – то же с двухпоточным ЦСД; е то же с нечетным числом потоков ЧНД 33 Обычно стремятся организовать противоположное направление потоков пара (рис. 3.2, б) с тем, чтобы в значительной степени уравновесить осевые усилия. Цилиндры турбины могут выполняться одностенными (однокорпусными) и двухстенными (двухкорпусными). В последнем случае свежий пар подводится во внутренний корпус, выполненный из высоколегированной стали. Такая конструкция применяется, как правило, для ЦВД и ЦСД, в которые поступает пар высоких параметров. Подвод пара в ЦВД осуществляется сопловыми коробками. Они могут быть цельными с общим подводом от клапанной коробки и разделенными перегородками на сопловые сегменты (рис. 3.3). В мощных турбинах каждый регулирующий клапан имеет свою сопловую коробку. 3.2.2. Проточная часть и ротор турбины Сопловые решетки паровых турбин выполняются из составных сегментов с фрезерованными лопатками (рис. 3.4). Для улучшения организации потока пара и придания жесткости конструкции на лопатки сверху надевается специальная металлическая полоска (периферийный бандаж), которая приваривается к лопаткам. Такой же бандаж может быть и у корня лопаток. В регулирующих ступенях сопловые сегменты выполняются сварными, когда и периферийный, и корневой бандажи привариваются к лопаткам или когда корневой бандаж изготавливается фрезерованием заодно со всеми лопатками сегмента, а периферийный приваривается. В нерегулируемых ступенях активного типа сопловые лопатки располагаются в диафрагмах, состоящих из двух половин (верхней и нижней). Современные конструкции таких решеток выполняются, как правило, сварными (для ступеней высокого давления) и с лопатками, залитыми в тело диафрагмы (для ступеней низкого давления). Пример сварной конструкции сопловой решетки промежуточной ступени показан на рис. 3.5, а. Рис. 3.3. Поперечный разрез по клапанной и сопловым коробкам турбины 34 Рис. 3.4. Конструкция составных сегментов с фрезерованными сопловыми лопатками: 1 сегменты сопловых решеток; 2 фрезерованные лопатки На рис. 3.5, б показана конструкция сопловых решеток, залитых в тело диафрагмы. Рис. 3.5. Диафрагма и сопловые решетки паровой турбины: а сварная конструкция; б сопловые решетки, залитые в тело диафрагмы Рабочие решетки турбинных ступеней выполняются, как правило, путем набора лопаток в пазах, выточенных на периферии рабочих дисков или барабанных роторов. В отличие от сопловых решеток, рабочие решетки подвергаются не только изгибу от воздействия парового потока, но также и растяжению от центробежных сил, появляющихся при вращении. Сопловые решетки реактивных турбин выполняются из лопаток, закрепляемых непосредственно в корпусе турбины (рис. 3.6). Для установки в пазах, вытачиваемых в корпусе, лопатки имеют специальную Тобразную форму хвоста, входящего в паз и закрепляемого там специальным расклинивающим замком. Концы лопаток перекрываются ленточным бандажом, который является цельнофрезерованным или приклепывается к лопаткам и замыкает межлопаточные каналы. В многоступенчатых турбинах из-за увеличения удельного объема пара при понижении давления размеры лопаток от ступени к ступени растут. Если лопатки первых ступеней имеют длину 30–50 мм (в зависи35 мости от мощности турбины и параметров пара), то длина лопаток последних ступеней для мощных турбин достигает 960 мм и даже 1200 мм (для турбины мощностью 1200 МВт). Рис. 3.6. Крепление реактивных лопаток в корпусе и роторе турбины: 1 неподвижные лопатки; 2 бандаж; 3 гребенки уплотнения; 4 рабочие лопатки Некоторые виды рабочих лопаток показаны на рис. 3.7. а) б) Рис. 3.7. Рабочие лопатки: а последних ступеней с закруткой; б ступеней низкого давления, работающих во влажном паре со стеллитовой накладкой 36 Ротор турбины это вал турбины с установленными на нем дисками, рабочими лопатками и вспомогательными деталями. Рабочие лопатки могут крепиться как на диске, так и на сварном барабане. В зависимости от этого ротор турбины может быть дисковой или барабанной конструкции. Конструктивно роторы могут выполняться с насадными дисками (рис. 3.8, а), цельноковаными (рис. 3.8, б), сварными (рис. 3.8, в) и сварно-коваными, а также смешанного типа – цельноковаными в первых ступенях с последующими насадными дисками (рис. 3.8, г). На рис. 3.8, д показан барабанный ротор. 3.2.3. Подшипники и уплотнения Рис. 3.8. Различные типы роторов: а – дисковая конструкция с насадными дисками; б дисковая конструкция цельнокованого ротора Подшипники. Ротор паровой турбины устанавливается на опорных подшипниках. Для восприятия осевых усилий, действующих вдоль оси ротора, применяются специальные упорные подшипники. Часто опорные и упорные подшипники конструктивно объединяются, образуя комбинированные опорно-упорные подшипники. Опорные подшипники имеют баббитовую заливку и довольно мощные вкладыши. Выполняют их, как правило, со смазкой под давлением. Для правильной работы подшипника между шейкой (цапфой) вала и вкладышем подшипника должна образовываться пленка масла, называемая масляным клином, в котором должно создаваться давление, достаточное для поддержания вала в подшипниках без соприкосновения с телом вкла37 дыша (рис. 3.9). При таком положении вала трение происходит не между скользящими поверхностями вала и вкладыша, а внутри отделяющих их друг от друга слоев масла, т. е. жидкостное трение. Современные турбины всех заводов имеют сегментные опорные подшипники. Окончание рис. 3.8. Различные типы роторов: в – сварной ротор; г – дисковая конструкция смешанного типа; д – барабанная конструкция ротора В упорных подшипниках также между колодками и упорным диском (гребнем подшипника) находится масляная пленка, для чего необходима непрерывная подача масла. Упорный подшипник имеет колодки с двух сторон. Уплотнения. Зазоры между вращающимися и неподвижными частями турбины могут явиться источником недопустимых по условиям экономичности протечек пара между ступенями, а также утечек пара из тех частей турбины, где его давление выше атмосферного. Со стороны ступеней с давлением парa ниже атмосферного появляется опасность заноса воздуха из окружающей среды, т. е. срыв вакуума. Данное обстоятельство может привести не только к потере экономичности, но и к недопустимому нагреву последних по ходу пара ступеней. Для устранения больших потерь на утечку пара применяются различного рода уплотнения. Уплотнения, устраняющие протечки пара из одной ступени в другую при разности давлений между ними, называются промежуточными (внутренними). Для устранения потерь пара из корпуса турбины и присоса наружного воздуха в турбину используют концевые уплотнения. 38 Рис. 3.9. Положения шейки вала в подшипнике при разной частоте вращения: а вал не вращается; б, в частота вращения f вала возрастает; г номинальная частота вращения вала Наибольшее распространение получили лабиринтовые уплотнения. Они служат для ограничения протечек пара путем дросселирования. Лабиринтовое уплотнение (рис. 3.10) состоит из ряда отдельных гребешков, закрепленных в корпусе и образующих ряд камер с очень малыми зазорами между гребенками и выступами ротора (вала). Рис. 3.10. Схема лабиринтового уплотнения: δ зазор между гребнем и валом; S расстояние между гребнями; толщина гребня; ро начальное давление пара перед уплотнением; p1 конечное давление пара за уплотнением; р', р'' давление в различных камерах уплотнения Протекая через узкие щели между гребнями и валом, пар теряет давление и приобретает большую скорость. Чем больше гребней имеет лабиринт, тем больше его сопротивление и тем меньшее количество пара протекает через лабиринт. Некоторые схемы применяемых в турбинах концевых и промежуточных уплотнений показаны на рис. 3.11. 39 Рис. 3.11. Конструкции концевых и промежуточных уплотнений: а концевое уплотнение с двусторонней «елкой»; б концевое уплотнение с односторонней «елкой»; в, г, д промежуточные уплотнения диафрагм в виде пластинчатых колец; е промежуточное ленточное уплотнение, выполняемое в роторе турбины Контрольные вопросы 1. Каким образом происходит преобразование энергии в паровых турбинах? 2. Какими факторами определяется направление потоков пара в многоцилиндровой турбине? 3. Из каких основных элементов состоит проточная часть турбины? 4. Какие типы роторов применяются в паровых турбинах? 5. Какие виды подшипников применяются в паровых турбинах? 6. С какой целью устанавливаются уплотнения в паровых турбинах? 40 4. ТЕПЛОВЫЕ СХЕМЫ ТЭС И АЭС. ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ И СООРУЖЕНИЯ ТЭС 4.1. Принципиальная тепловая схема ТЭС и АЭС Принципиальной тепловой схемой (ПТС) ТЭС называется схематическое однолинейное изображение движения основного рабочего тела (парвода для паротурбинных ТЭС) последовательно через основные агрегаты, реализующие процессы принятого термодинамического цикла преобразования тепловой энергии в механическую. Для ТЭЦ в ПТС входит также схематическое изображение установок, необходимых для отпуска теплоты (пар, горячая вода) тепловым потребителям и их связей с основным оборудованием станции. На рис. 4.1 показана ПТС энергоблока электрической мощностью 300 МВт (с некоторыми упрощениями). Этот блок работает с конденсационной турбиной и вырабатывают только электроэнергию. Рис. 4.1. Принципиальная тепловая схема энергоблока 300 МВт (К-300-200): ПК – паровой котел; ПЕ – пароперегреватель; ПП – промежуточный перегреватель пара; ЦВД – цилиндр высокого давления; ЧСД – часть цилиндра турбины среднего давления; ЧНД часть цилиндра турбины низкого давления; ЦНД – цилиндр низкого давления; ЭГ – электрический генератор; К – конденсатор; КО – конденсатоочистка; КН1 и КН2 – конденсатные насосы; ПН – питательный насос; ДН – дренажный насос; П1 – П8 – поверхностные регенеративные подогреватели воды; ДПВ – деаэратор повышенного давления ПТС атомных электростанций выполняются одноконтурными, двухконтурными или трехконтурными. В качестве примера на рис. 4.2 приведена ПТС блока АЭС с реактором РБМК-1000 (канальный реактор электрической мощностью турбин 1000 МВт). Применение реактора РБМК-1000 дало возможность использования основного преимущества 41 канальных систем перегрузки топлива (ТВЭЛов) во время работы реактора, что повышает коэффициент использования мощности АЭС и снижает потери в поглотителях системы управления. Рис. 4.2. Принципиальная тепловая схема АЭС с канальным реактором РБМК-1000: 1 реактор; 2 испарительный канал; 3 сепаратор; 4 циркуляционные насосы; 5 деаэратор; 6 питательный насос; 7 цилиндр высокого давления; 8 цилиндр низкого давления; 9 пароперегреватель; 10 сепаратор; 11 конденсатный насос; 12 конденсатоочистка; 13 регенеративные подогреватели 4.2. Вспомогательные установки и сооружения ТЭС Для промышленной реализации термодинамических процессов преобразования тепловой энергии в механическую и затем в электрическую, помимо оборудования главного здания, ТЭС должна иметь и вспомогательные установки: техническое водоснабжение, топливное хозяйство, устройства для золоулавливания и золоудаления. Техническое водоснабжение покрывает потребность ТЭС в воде для конденсации отработавшего пара в конденсаторе паровых турбин, для охлаждения масла, для охлаждающих устройств электрогенератора, для восполнения потерь воды в цикле станции, для золоулавливания, золоудаления и прочих хозяйственных нужд. Наибольшее количество воды до 95 % расходуется для конденсации пара в конденсаторах. Для современных ТЭС расход охлаждающей воды достигает 50100 м3/с и более. 42 Естественными источниками водоснабжения могут быть крупные реки, минимальный дебит которых (летом, зимой) покрывает расход охлаждающей воды на ТЭС, или крупные проточные озера, или море. В этих случаях системы водоснабжения называются прямоточными. При недостаточном дебите воды в реке, при отсутствии реки или крупных проточных водоемов или по экономическим причинам применяют оборотную систему. При этой системе водоснабжения циркуляционная вода после конденсатора направляется в искусственный охладитель и после него вновь подается в конденсатор паровой турбины. Образуется постоянный кругооборот охлаждающей воды, не требующий мощного природного источника. В качестве искусственных охладителей циркуляционной воды применяются пруды-охладители, брызгальные устройства и градирни. Пруды-охладители представляют собой искусственно создаваемые водоемы на базе небольших речек c достаточно большой поверхностью для естественного охлаждения циркуляционной воды. Сброс и забор воды осуществляется в противоположных, максимально удаленных друг от друга концах пруда-охладителя. Брызгальные устройства служат для охлаждения циркуляционной воды. Разбрызгиваемая фонтанами вода собирается в бассейне и вновь направляется с помощью циркуляционных насосов в конденсаторы паровых турбин. Градирни наиболее распространенный вид искусственных охладителей воды. Градирня состоит из оросительного устройства и вытяжной башни. С помощью оросительного устройства охлаждаемая вода распределяется на мелкие струи, капли или стекает по щитам в виде пленки. Вытяжная башня высотой до 90150 м обеспечивает вентиляцию оросительного устройства потоком наружного воздуха. Вентилирующий воздух обеспечивает охлаждение капель, струек или пленки циркуляционной воды главным образом за счет испарения. Градирни по сравнению с другими искусственными охладителями требуют меньшей площади и имеют меньшие потери воды. Схема трубопроводов для оборотного водоснабжения с градирнями показана на рис. 4.3. Топливное хозяйство ТЭС включает сооружения и устройства для приема и разгрузки топлива, внутреннего транспорта, хранения и дробления (твердого топлива), подачи его в котельную. Различают топливные хозяйства для твердого, жидкого или газообразного топлива. Топливный тракт пылеугольных электростанций. Твердое топливо с мест добычи на электростанции доставляется железнодорожным и водным транспортом, а на небольшое расстояние – ленточными конвейерами или канатной дорогой. 43 Рис. 4.3. Оборотное водоснабжение ТЭС с градирнями: 1 оросительное устройство; 2 вытяжная башня Принципиальная схема топливоподачи представлена на рис. 4.4. пылеугольной станции Рис. 4. 4. Принципиальная схема топливоподачи пылеугольной электростанции: 1 подача топлива; 2 – приемное устройство; 3 – топливный склад; 4 – дробильная установка; 5 – транспортирующие топливо механизмы; 6 – бункер котельной Топливный тракт газомазутных электростанций. На электростанции мазут доставляется железнодорожным и водным транспортом, а при небольших расстояниях от нефтеперерабатывающих заводов – по трубопроводам. В топочную камеру мазут подается в распыленном состоянии. Распыление осуществляется механическими или паровыми форсунками. Технологический тракт подготовки мазута на электростанции при механическом распылении показан на рис. 4.5, а. В мазутонасосной осуществляется подготовка мазута перед его сжиганием: удаление в фильтрах механических примесей, засоряющих форсунки, повышение давления с помощью насосов и подогрев в теплообменниках-подогревателях. Схема газоснабжения электростанции, работающей на природном газе, показана на рис. 4.5, б. Электрические станции получают природный газ из магистральных газопроводов протяженностью до 3–4 тыс. км 44 с диаметром до 2 м и более. Рис. 4.5. Принципиальные схемы подготовки топлива на газомазутной электростанции: а – подготовка мазута; б – подготовка газа; 1 – подача мазута; 2 – приемо-сливное устройство; 3 – основной резервуар; 4 – мазутонасосная; 5 – к мазутным горелкам; 6 – газовая магистраль; 7 – газорегуляторная станция; 8 – к газовым горелкам Подготовка природного газа заключается в его фильтрации и поддержании определенного давления дросселированием поступающего из магистрали газа. Обычно давление в газовой магистрали для природного газа составляет около 0,5–0,6 МПа и может изменяться в широких пределах, вследствие чего окажется неравномерной подача газа на электростанцию. Поэтому подготовка газового топлива предусматривает дросселирование магистрального газа на газорегуляторной станции (ГРС) и поддержание «после себя» заданного постоянного давления (обычно 0,11–0,13 МПа). Золоулавливание на ТЭС предусматривает очистку дымовых газов от летучей золы после котельной установки перед выбросом их в атмосферу через дымовую трубу. Устанавливаемые на ТЭС аппараты для очистки дымовых газов от летучей золы инерционного типа выполняются или в виде батарейных циклонов, или в виде орошаемых водой больших циклонов (мокропрутковых золоуловителей или золоуловителей с трубой Вентури). Степень очистки газов для батарейных циклонов составляет 80 %, для мокро-прутковых – 8892 %. Из-за недостаточно высокой степени очистки газов в сухих инерционных и мокрых золоуловителях более широкое распространение получили электрические золоуловители электрофильтры. В электрофильтрах под воздействием постоянного тока высокого напряжения 80 кВ создается коронный разряд между коронирующим и осадительным электродами. Частицы золы в потоке дымовых газов, омывающих электроды, под воздействием электрического поля и ионов получают импульс к движению к осадительным электродам. Осадительные электроды с осевшей золой периодически встряхиваются, и зола осыпается в бункера под электродами. К достоинствам электрофильтров относятся высокая степень очистки (до 9899,5 %), малый расход электроэнергии, небольшое аэродинамиче45 ское сопротивление потоку газов. Недостатками электрофильтров являются более высокая стоимость и большие габариты, определяемые необходимостью небольшой скорости газов между электродами (1,52,5 м/с), по сравнению с другими типами золоуловителей. Золошлакоудаление для ТЭС, работающих на органическом топливе, требует применения специфического оборудования, обеспечивающего механизацию и непрерывность процесса удаления образующегося при сжигании топлива большого количества золы и шлака. В отечественной энергетике в основном применяется гидрозолошлакоудаление. Выпадающие в бункерах котлов зола и шлак смываются водой и транспортируются в пределах котельной по смывным каналам. Далее золошлаковая смесь (пульпа) транспортируется с помощью багерных насосов на золоотвалы, расположенные в пределах 13 км от электростанции. Золошлаковая смесь в золоотвалах отстаивается, а вода может быть вновь использована для транспорта (рис. 4.6). Рис. 4.6. Системы золоудаления: а совместный гидротранспорт золы и шлака эжекторными гидроаппаратами; б разделительный гидротранспорт шлака багерными насосами и золы шламовыми насосами; 1 насос смывной воды; 2 устройство для удаления образовавшегося в топке шлака; 3 золосмываемый аппарат: 4, 5 золошлаковый канал; 6 насос эжектирующей воды; 7 эжекторный гидроаппарат; 8, 9 золошлакопровод; 10 центральная дробилка; 11 металлоуловитель; 12 багерный насос; 13 золошлакоотвал; 14 насос осветленной воды; 15 бассейн осветленной воды; 16 резервуар осветленной воды; 17 подпитка Багерные насосы, как подверженные интенсивному износу, выполняются из износоустойчивых материалов. Перед багерными насосами устанавливаются дробилки для измельчения крупных кусков шлака и золы. Контрольные вопросы 1. Что изображается на принципиальных тепловых схемах ТЭС и АЭС? 2. С какой целью на ТЭС и АЭС применяется техническое водоснабжение? 3. Что входит в состав топливного хозяйства ТЭС? 4. Каким образом на ТЭС осуществляются золоулавливание и золо46 шлакоудаление? СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. Волков, Э. П. Энергетические установки электростанций / Э. П. Волков, В. А. Ведяев, В. И. Обрезков. М.: Энергоатомиздат, 1983. 280 с. 2. Стерман, Л. С. Тепловые и атомные электростанции: учебник для вузов / Л. С. Стерман, В. М. Лавыгин, С. Г. Тишин. – М.: Изд-во МЭИ, 2004. – 424 с. 3. Тепловые и атомные электростанции: справочник / Под общ. ред. А. В. Клименко и В. М. Зорина. – М.: Изд-во МЭИ, 2003. – 648 с. 4. Быстрицкий, Г. Ф. Основы энергетики: учебник / Г. Ф. Быстрицкий. – М.: ИНФРАМ, 2006. – 278 с. 47 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение................................................................................................ Список аббревиатур............................................................................. 1. Паровые котлы и их схемы. Устройство котельных установок…………………………………………………….………......…… 1.1. Паровые котлы и их классификация …………………….…. 1.2. Технологическая схема производства пара на электростанции.................................................................................................. 1.3. Основные характеристики паровых котлов ……………….. 2. Реакторы и парогенераторы АЭС………………………....…….... 2.1. Реакторные установки АЭС ………………………………… 2.1.1. Основные узлы и системы реакторной установки........... 2.1.2. Реакторные установки одноконтурной АЭС …….......… 2.1.3. Реакторные установки двухконтурной АЭС …….......… 2.1.4. Реакторы на быстрых нейтронах ……………......……... 2.2. Парогенераторы АЭС ……………………………………….. 2.2.1. Назначение и классификация парогенераторов АЭС….. 2.2.2. Парогенераторы АЭС с ВВЭР …………………….......… 2.2.3. Парогенераторы АЭС с натриевым теплоносителем ...... 3. Конструкции паровых турбин и их основные элементы ............. 3.1. Общие понятия и классификация паровых турбин ………... 3.2. Конструкции паровых турбин и их основные элементы ….. 3.2.1. Корпуса (цилиндры) турбин …………………………….. 3.2.2. Проточная часть и ротор турбины ……………………… 3.2.3. Подшипники и уплотнения ……………………………… 4. Тепловые схемы ТЭС и АЭС. Вспомогательные установки и сооружения ТЭС ………………………………………………....….. 4.1. Принципиальная тепловая схема ТЭС и АЭС ……………… 4.2. Вспомогательные установки и сооружения ТЭС …………... Список использованной литературы ………………………………. 48 3 4 5 5 7 12 14 14 14 18 22 24 26 26 27 27 30 30 32 32 34 37 41 41 42 47