Парогенераторы турбины промежуточные сепараторы аэс реферат

Обновлено: 05.07.2024

Выносные сепараторы и промежуточные пароперегреватели турбин на насыщенном паре предназначены для обеспечения допустимой влажности в последних ступенях турбины и повышения коэффициента полезного действия установок. В современных отечественных турбоустановках АЭС, как правило, применяют один аппарат — сепаратор-пароперегреватель (СПП). Внешние сепарация и промежуточный перегрев пара при давлении, близком к оптимальному, повышают КПД всей установки на 3,5 - 5 %. Сопротивление таких аппаратов составляет 5 - 6 % давления пара после ЦВД (1 % потери давления перегреваемого пара уменьшает КПД установки в среднем на 0,05 %).

Предъявляемые требования к сепараторам-пароперегревателям

1) сепарат и дренажи (конденсат) греющих паров должны выводиться из СПП и накапливаться в промежуточных сепарато- и конденсатосборниках во избежание заброса воды в турбину или ее разгона выпаром;
2) в промежуточных сборниках влаги должен поддерживаться уровень, обеспечивающий исключение проскоков пара;
3) для поддержания эффективности процесса теплообмена и для предотвращения опасной концентрации гремучей смеси (на одноконтурных АЭС) необходимо удаление из аппаратов неконденсирующихся газов;
4) необходима защита от недопустимого повышения давления.

Конструкция СПП-500-1 показана на рис. Сепарирующее устройство состоит из 20 унифицированных блоков выполненных в виде сегментов. Теплопередающая поверхность пароперегревателя состоит из трубок диаметром 14X1,2 мм и длиной 2,02 м, собранных в модули с наружным диаметром 325 мм (254 трубки в каждом) и 273 мм (163 трубки в каждом). 60 модулей I ступени пароперегревателя расположены в периферийной зоне аппарата, 70 модулей II ступени — в центральной зоне.

Сепаратор-пароперегреватель СПП-500-1
1— опорная решетка модулей; 2 — модули II ступени перегрева; 3 — модули I ступени перегрева; 4 — перегородка между модулями I и II ступеней перегрева; 5 — корпус; 6 — блоки сепарационные; 7 — раздающая камера; А — вход влажного пара; Б — отвод сепарата после сепарационной части; В — выход перегретого пара; Г — подвод греющего пара к модулям II ступени; Д — подвод греющего пара к модулям I ступени; Е — отвод конденсата греющего пара из модулей И ступени; Ж — отвод неконденсирующихся газов из модулей I ступени; 3 — отвод конденсата греющего пара из модулей I ступени; И — отвод неконденсирующихся газов из модулей И ступени; К — к предохранительным клапанам; Л — к отбору

В аппаратах СПП-220-1 (рис.) и СПП-1000 применено оребрение трубок, что позволило увеличить в 2—3 раза тепловой поток через единицу поверхности нагрева. В СПП-750 применена одна ступень перегрева пара (только острым паром), так как в этом случае упрощение конструкции аппарата и некоторое (связанное с этим) повышение его надежности практически компенсируют снижение тепловой экономичности установки.

Сепаратор-пароперегреватель СПП-220-1
1— I ступень перегревателя; 2 — II ступень перегревателя; 3 — сепарационная часть; 4 — парораздающая камера; 5 — кассеты с 37 оребренными трубками; В — вход влажного пара; Г — выход перегретого пара; Д — подвод греющего пара к кассетам I ступени; Е — подвод греющего пара к кассетам II ступени; Ж — отвод конденсата греющего пара I ступени; 3 — отвод конденсата греющего пара II ступени; И — отвод сепарата; К — дренирование СПП

В настоящее время на АЭС с жидко-металлическим теплоносителем промежуточный перегрев пара осуществляется в специальных поверхностях нагрева парогенераторной установки, обогреваемой теплоносителем промежуточного контура. Промежуточный перегрев до температуры свежего пара позволяет использовать серийные паровые турбины (К-210-130 для блока БН-600).

Как показал опыт эксплуатации, такое решение может приводить к перегреву конструкций промежуточного пароперегревателя и к усложнению режимов пуска установки, при этом имеется в виду возможности тепловых ударов при подаче пара после ЦВД в промежуточный пароперегреватель. Альтернативным решением в этом случае является применение промежуточного паро-парового перегрева в специальном теплообменнике, устанавливаемом непосредственно у турбины.

Турбина как первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа, ее общее устройство и принцип работы, роль в составе атомной электростанции. Особенности турбинных установок на насыщенном и радиоактивном паре, их сравнительная характеристика.

Рубрика	Физика и энергетика
Вид	реферат
Язык	русский
Дата добавления	02.04.2009
Размер файла	223,5 K

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Содержание

Введение 3
1. Принцип действия турбины 4
2. Особенности турбинных установок на насыщенном паре 9
2.1 Разделительное давление и схема включения промежуточных пароперегревателей 11
3. Особенности работы турбинной установки на радиоактивном паре 14
3.1 Процессы, происходящие в турбине 16
Заключение 18
Литература 19

Введение

Турбина, первичный двигатель с вращательным движением рабочего органа для преобразования кинетической энергии потока жидкого или газообразного рабочего тела в механическую энергию на валу. Турбина состоит из ротора с лопатками (облопаченного рабочего колеса) и корпуса с патрубками. Патрубки подводят и отводят поток рабочего тела. Турбины, в зависимости от используемого рабочего тела, бывают гидравлические, паровые и газовые. В зависимости от среднего направления потока через турбину они делятся на осевые, в которых поток параллелен оси турбины, и радиальные, в которых поток направлен от периферии к центру.

Турбина является, пожалуй, самым сложным агрегатом, после самого реактора в составе АЭС.

1. Принцип действия турбины

Принцип действия любой турбины схож с принципом действия ветряной мельницы. В ветряных мельницах воздушный поток вращает лопасти и совершает работу. В турбине пар вращает лопатки распложенные по кругу на роторе. Ротор турбины жестко связан с ротором генератора, который вырабатывает ток.

Рассмотрим работу ротора ветряной мельницы (смотри рисунок 1).

Рисунок 1. Схема работы ветряной мельницы

Ротор представляет собой вращающийся вал с жестко закрепленными на нем лопатками. Ротор как правило, связан с каким либо механизмом, который совершает полезную работу при его (ротора) вращении. Рабочим телом в мельнице условно можно считать поток воздуха. Набегающий поток воздуха движется по направлению оси вращения ротора. Лопатки закреплены таким образом, что их плоскость повернута относительно на некоторый угол, этот угол в аэродинамике называют углом атаки.

Рисунок 2. Схема работы ветряной мельницы (разрез А-А рис. 1)

Лопатка стоит на пути движения воздуха, когда поток сталкивается с лопаткой, он тормозится и изменяет направление движения, обтекая лопатку, как показано на (рисунке 2). При этом неизбежно около передней поверхности лопатки возникает область с повышенным давлением воздуха, а около задней поверхности возникает область с пониженным давлением. Величина разницы давлений dP зависит от многих параметров, например скорости движения воздуха, угла атаки, формы поверхности.

Из-за разности давлений на поверхностях на лопатку начинает действовать сила P, направленная по нормали к ее плоскости. Поскольку лопатка жестко закреплена на роторе и не может совершать осевые перемещения на нее действует сила реакции N, направленная по оси ротора в сторону противоположную движению потока. Суммарной силой при сложения этих двух сил является сила S направленная перпендикулярно оси ротора. Поскольку это сила приложена к лопатке, то возникает крутящий момент, который заставляет ротор вращаться. Связанный с ротором механизм выполняет полезную работу. В случае ветряной мельницы перепад давления на лопатке не большой и для увеличения силы Р увеличивают площадь, поскольку сила

Р = dP x А, (1)

dP - средней перепад давления;

А - площадь лопатки.

Другим способом увеличить силу Р, а значит и полезную работу всей установки, это увеличить перепад давления dP.

В турбине, где средой вращающей лопатки с ротором, является пар при давлении около 60 атмосфер на входе и 0.04 атмосферы на выходе, перепад настолько большой, что для увеличения общей мощности используют не один ряд лопаток а несколько расположенных друг за другом, на одном роторе. Один круговой ряд лопаток называется ступень расширения (или ступень давления). Когда говорят о том, что турбина имеет пять ступеней давления это значит что, на роторе данной турбины находятся пять круговых рядов лопаток, через которые последовательно проходит рабочие тело. Лопатки которые закреплены на роторе и передают вращающий момент, называются рабочими лопатками они вращаются вместе с ротором.

Рисунок 3. Рабочие лопатки турбины

Рисунок 4. Сечение рабочих лопаток, сопловых аппарата и лопаток диафрагмы (разрез А-А рис. 3)

Путем длительных исследований и сложных расчетов была определена оптимальная форма рабочей лопатки для максимального использования энергии расширяющегося пара или максимального КПД. На рисунке 4 представлено сечение лопатки, цилиндра высокого давления. Для дальнейшего повышения КПД, на пути пара перед лопаткой устанавливают сопловой аппарат, который изменяет направление движения и скорость потока так, чтобы работа расширяющегося пара была максимальной. Сопловой аппарат представляет собой круговой ряд неподвижных лопаток, проходя которые поток пара поворачивается. После обтекания рабочей лопатки направление движения потока изменяется. Поскольку для повышения КПД необходимо определенное направление движения на входе в ступень, между лопатками последовательных ступеней устанавливают диафрагмы, которые подобно сопловому аппарату на входе изменяют направления движения потока пара. (смотри рисунок 4)

На входе в турбину как было уже сказано, давление около 60 атмосфер - на выходе из турбины пар находится при давлении меньше атмосферного, и его свойства по ходу в турбине меняются очень сильно, поэтому и профиль рабочих лопаток стоящих в начале отличается от профиля рабочих лопаток стоящих в конце. Кроме того, расширение пара ведет к тому, что проходное сечения канала, должно увеличиваться для этого высота лопаток по ходу движения пара в турбине возрастает от ступени к ступени.

Скорость вращения ротора современной турбины очень велика (3000 об/мин для турбины к реактору РБМК-1000) поэтому особое внимание уделяется прочности крепления лопаток к ротору. После закрепления на роторе по верхнему краю лопаток устанавливается ленточный бандаж который соединяет все лопатки в жесткую конструкцию.

Для уменьшения габаритных размеров турбины АЭС выполняют двухпоточными, это означает, что подвод рабочего тела осуществляется к центральной части откуда он распределяется на два потока, движущихся вдоль оси ротора в противоположных направлениях, от центра к торцам. Соответственно углы установок лопаток в потоках должны быть зеркально противоположными.

Прежде чем приступить к краткому техническому описанию турбины в реакторной установке РБМК-1000, необходимо остановится на особенностях присущих практически всем турбинам на атомных станциях.

2. Особенности турбинных установок на насыщенном паре

Подавляющее большинство АЭС с водным теплоносителем имеет турбины на насыщенном паре. Основные конструктивные особенности таких установок связаны с их относительно низкой экономичностью (большие расходы пара) и нарастающей влажностью по ступеням (организация сепарации между цилиндрами).

В любых паровых турбинах приходится иметь дело с работой на влажном паре. Если для турбин на перегретом паре это относится только к последним ступеням, то для машин на насыщенном паре большая часть ступеней, (а в отсутствие промежуточного перегрева - все ступени турбины) работают на влажном паре. Влияние влажности пара сказывается на тепловой экономичности установки, так как внутренний относительный к.п.д. турбины уменьшается при работе на влажном паре. Если для группы ступеней на перегретом паре в зависимости от объемного расхода и отношения давлений на входе и выходе к.п.д. = 89-90%, то при использовании влажного пара он тем меньше, чем больше влажность. Приближенно можно считать, что увеличение средней влажности пара на 1% приводит к уменьшению внутреннего относительного к.п.д. турбины также примерно на 1%.

Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины, вызывая эрозию ее лопаток. Существуют разные методы предотвращения этого. Один из методов - отвод влаги из проточной части турбины при помощи различных сепарационных устройств. К этим устройствам относятся прежде всего внешние турбинные сепараторы, устанавливаемые между корпусами турбины.

Конструкции внутри турбинных сепарационных устройств различны. Значительная часть влаги отбрасывается к корпусу по поверхности лопаток рабочего колеса, поэтому такие сепарационные устройства целесообразней располагать непосредственно за рабочим колесом, тогда отведенный конденсат уже не будет оказывать вредного влияния на работу последующих ступеней турбины. Если в потоке пара, поступающем из предыдущей ступени, содержится значительное количество конденсата, то можно отводить влагу и при помощи влагоулавливающего устройства, расположенного за сопловым аппаратом. Для удаления влаги из влагоулавливающей камеры отсасывается пар, который направляется затем в регенеративную систему. Эффективность влагоудаления возрастает с увеличением отсоса, но при влажностях менее 5% она невелика. Поэтому, хотя теоретически было бы целесообразно отводить влагу после каждой ступени, влагоулавливающие устройства располагают не за всеми ступенями. В ряде установок, несмотря на наличие таких устройств, их не используют и предпочитают ограничиваться только внешней сепарацией между корпусами турбин. Так как эрозионные разрушения лопаток паровых турбин начинаются с их поверхности, то применяют различные способы борьбы с эрозией путем упрочнения поверхности лопаток - хромирование, местную закалку их кромок, нагартование, упрочнение поверхностного слоя электроискровым способом и др. На отечественных заводах наиболее распространен последний способ. В качестве упрочняющего сплава хорошо зарекомендовал себя стеллит.

В современных турбинах на насыщенном паре упрочнение поверхностного слоя обязательно, особенно для последних ступеней, у которых эрозионный износ больше в связи со значительными окружными скоростями. Эффективность защитных мероприятий в решающей мере зависит от качества их выполнения, причем при плохой защите эрозия идет в еще большей мере, чем в отсутствие защиты. В последние годы стали изготовлять лопатки для влажного пара из коррозионно-стойких материалов.

На рисунке 5 представлена проточная часть цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины К_500-65/3000 с по ступенчатой сепарацией, представляющей собой систему ловушек для влаги, срывающейся с рабочих и направляющих лопаток. На рабочих лопатках с малыми углами входа (менее 90°) входные кромки лопаток открыты за счет среза части бандажа для улучшения сепарации влаги. Напротив этого среза в статоре турбины расположена входная щель ловушки. Размер выбран таким, чтобы отсос пара невелик, а влага из отсасываемого потока не выпадает. За щелью расположена промежуточная буферная полость, соединенная с последующей камерой регенеративного отбора.

1 - отвод влаги в пароотсасывающие камеры;

2 - отвод влаги с паром, поступающим в регенеративные подогреватели

Рисунок 5. Подступенчатая сепарация влаги в турбине К_500-65/3000

Допустимая влажность после отдельных цилиндров турбины зависит прежде всего от величины окружной скорости, т.е. от высоты лопатки рабочего колеса и скорости вращения турбины. Так, если для стальной лопатки, имеющей максимальную высоту 1500 мм и частоту вращения 1500 об/мин, допустима конечная влажность пара 13-14%, то для того же колеса при 3000 об/мин она уменьшается до 7-8%. Уменьшение высоты лопатки до 780 мм при частоте вращения 3000 об/мин увеличивает допустимую величину влажности до 13-14%. С учетом этих обстоятельств выполнена конструктивная схема турбины.

2.1 Разделительное давление и схема включения промежуточных пароперегревателей

Рабочие процессы турбин насыщенного пара показывают, что допустимые влажности в последних ступенях турбин требуют применения сепарации, а иногда и промежуточного перегрева пара между цилиндрами турбины. Одна из важных задач при разработке этих устройств - выбор давления в этих аппаратах. Зависимости выигрыша в тепловой экономичности установки от величины разделительного давления имеют оптимум (смотри рисунок 6).

Для применяемой в турбине сепарации и двухступенчатого (однократного) промежуточного перегрева оптимальное разделительное давление составляет около 15% от начального. Если давление перед турбиной 0,9 МПа, то давление для перегреваемого пара должно быть 0,6 МПа. Одноступенчатый промежуточный перегрев смещает оптимум в область несколько больших давлений. Что же касается только сепарации, то из рисунка 4 следует, что оптимальное разделительное давление лежит в широких пределах от 5 до 20% от начального. Для начального давления 0,9 МПа оптимальные давления сепарации 0,3-1,2 МПа.

Промежуточный перегрев пара, частично сработавшего перепад в и осушенного в сепараторе, производится только в поверхностных перегревателях. Смешение насыщенного пара высокого давления P1 и осушенного пара низкого давления P2 даст не перегретый пар, а насыщенный с промежуточным давлением Р3 причем P2

Оглавление
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКТИВНОЙ СХЕМЫ ПГ 6
2. РАСЧЕТ И ПОСТРОЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ДИАГРАММЫ 7
2.1 Тепловой расчет ПГ 7
2.1.1 Определение тепловой мощности элементов, частей и всего ПГ. 7
2.1.2 Определение расхода теплоносителя. 9
2.1.3 Расчет температур теплоносителя по участкам ПГ: 9
3.ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПОВЕРХНОСТИ НАГРЕВА 11
Основные результаты теплового расчета модулей. 33
4.КОНСТРУКТОРСКИЙ РАСЧЕТ 34
4.1.Размеры и масса основных деталей парогенератора 34
5.РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ 36
5.1Гидродинамический расчет по тракту теплоносителя 36
5.2Гидродинамический расчет по тракту рабочего тела 38
6.РАСЧЕТ МЕЖПРОМЫВОЧНОГО ПЕРИОДА 40
7.РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ИЗОЛЯЦИИ 43ЗАКЛЮЧЕНИЕ 44
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 45

Применение на АЭС жидкометаллических теплоносителей в настоящее время обуславливается необходимостью внедрения в ядерную энергетику реакторов на быстрых нейтронах, требующих высоких удельных теплосъемов в активной зоне.
Одновременно обеспечиваются любые параметры паросилового цикла с использованиемсерийных турбин. Жидкие металлы в отличие от других жидкостей имеют простую атомную структуру, практически не разлагаются под действием излучения и нагрева в активной зоне реактора. Их высокая температура кипения и низкое давление насыщенных паров не ограничивают температуру нагрева при самых малых давлениях в контуре.
Жидкие металлы обладают весьма ценными физическими свойствами. В первую очередь этоотносится к теплопроводности, которая выше, чем у воды в 10-100 раз. Поэтому интенсивность теплообмена для всех жидких металлов, намного выше, чем для воды. Теплоемкость жидких металлов невысока. Однако это не приводит к увеличению расхода теплоносителя, так как высокая интенсивность теплообмена позволяет получать значительную разность температур теплоносителя на входе в реактор и на выходе из него. Несмотряна существенные недостатки, такая как, высокая химическая активность по отношению к воде и воздуху и активация в реакторе, наиболее эффективным жидкометаллическим теплоносителем все же является натрий (Na). Na обладает самой высокой из всех теплопроводностью, его плотность и вязкость такие же как у воды, а теплоемкость выше, чем у других жидких металлов (кроме лития). В связи с этим для всехосуществленных и строящихся АЭС в качестве жидкометаллического теплоносителя выбран Na. Среди четырех схем реакторов с натриевым теплоносителем, находящимся в эксплуатации с интегральной по одному в России (БН-600), в Англии и Франции: один реактор с контурной компоновкой в России (БН-350). Дальнейшее развитие АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем предполагает рост высокихтемператур теплоносителя для повышения температуры нагрева и соответственно тепловой экономичности блоков конструкции ПГ на жидком металле развились от U-образной компоновки типа БН-600. Здесь движение натрия и пара происходит по противоточной схеме. Натрий движется в межтрубном пространстве, продольно омывая пучок труб. Трубы в ширине расположены по треугольной решетке. Для уплотнения углов крепленияпредусмотрены трубные доски.
Надежность ПГ может быть повышена при осуществлении промежуточного перегрева пара не в парогенераторе, а в теплообменнике, а в теплообменнике за счет теплоты свежего пара. Основные требования, которыми следует руководствоваться при выборе типа ПГ, является высокая надежность, экономичность, безопасность ПГ и всей АЭС при контакте Na с.

Содержание

Введение…………………………………………………….…………………………..3
1. Устройство атомной электростанции……………………………………………..5
2. Принцип действия турбины……………………………………………………….10
3. Особенности турбинных установок на насыщенном паре…………………….15
3.1. Разделительное давление и схема включения промежуточных пароперегревателей………………………………………………………………….17
4. Особенности работы турбинной установки на радиоактивном паре…………19
4.1. Процессы, происходящие в турбине…………………………………………..21
Заключение……………………………………………………………………………23
Список использованной литературы……………………………………………….25

Прикрепленные файлы: 1 файл

Паротурбинные атомные электростанции.docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Камская государственная инженерно- экономическая академия

Выполнил: студент гр. 4256

Проверил: к.т.н., доцент

1. Устройство атомной электростанции………………………………………… …..5

2. Принцип действия турбины………………………………………………………. 10

3. Особенности турбинных установок на насыщенном паре…………………….15

3.1. Разделительное давление и схема включения промежуточных пароперегревателей……………………………… ………………………………….17

4. Особенности работы турбинной установки на радиоактивном паре…………19

4.1. Процессы, происходящие в турбине…………………………………………..21

Список использованной литературы………………………………………………. 25

Формирование биосферы и зарождение жизни на Земле происходило в условиях радиационного воздействия различной природы. После фундаментальных открытий конца 19-ого века – природной радиоактивности и рентгеновских лучей – началось бурное развитие атомной и ядерной физики. После открытия и получения искусственной радиоактивности стала очевидной возможность практического использования атомной энергии. Очередной вехой в этом направлении стало осуществление управляемой цепной реакции деления тяжёлых ядер. На фоне исследования ядерно-физических процессов в научных целях в США было создано атомное оружие, что повлекло за собой безудержную гонку ядерных вооружений. В ряде стран создавалась ядерная промышленность, строились атомные электростанции, и в настоящее время ядерная энергетика стала одной из важнейших характеристик современного мира.

Примечательно то, что первая в мире атомная электростанция была построена в СССР в 1954 году, в городе Обнинске. Первоначальная её мощность составляла 5 МВт, однако именно Обнинская АЭС положила начало для бурного развития атомной энергетики во всем мире. Запустив первый на планете управляемый атомный реактор, практически была доказана сама возможность получения электроэнергии на основе расцепления урановых ядер. В то время, атомная энергетика являлась своего рода возможностью использования альтернативного топлива, однако очень быстро именно атомные электростанции стали доминировать среди прочих систем получения электроэнергии.

И вот сейчас, более шестидесяти лет спустя, наиболее авторитетные ученые полагают, что перспективным направлением для развития энергосистем в ближайшем обозримом будущем все еще будет оставаться ядерная энергетика, несмотря на возможные опасности связанные с использованием радиоактивных материалов, как основного топлива ядерных энергетических установок. Рост энергопотребления , быстрое исчерпание запасов газа и нефти заставляют мировую общественность уделять всё большее внимание именно ядерной энергетике.

Турбина является, пожалуй, самым сложным агрегатом, после самого реактора в составе АЭС.

1. УСТРОЙСТВО АТОМНОЙ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Принцип работы атомной электростанции очень прост – это обычное преобразование тепловой энергии в электрическую. Иными словами АЭС работают по тому же принципу, что и обычные тепловые электростанции, с одним лишь отличием – для нагрева воды используется энергия, получаемая при распаде ядер урана.

Источником тепловой энергии в АЭС служит ядерный реактор, в котором протекает управляемая ядерная реакция. Сама реакция протекает по цепному механизму: деление одного ядра самопроизвольно вызывает деление других ядер. Цепная реакция сама себя поддерживает, и может длиться до полного распада всех ядер вещества. А управление сводится лишь к регулированию её скорости и, соответственно, мощности, а также к произвольной её остановке в случае необходимости.

Топливом для атомных электростанций служат вещества, способные, при определенном начальном стимулировании, совершать цепную реакцию расщепления ядер элементов.

В качестве делящегося вещества в настоящее время могут использоваться изотопы урана — уран-235 и уран-238, а также плутоний-239.

Деление атомного ядра может произойти самопроизвольно или при попадании в него элементарной частицы. Самопроизвольный распад в ядерной энергетике не используется из-за очень низкой его интенсивности.

В ядерном реакторе происходит цепная реакция. Ядра урана или плутония распадаются, при этом образуются два-три ядра элементов середины таблицы Менделеева, выделяется энергия, излучаются гамма-кванты и образуются два или три нейтрона, которые, в свою очередь, могут прореагировать с другими атомами и, вызвав их деление, продолжить цепную реакцию. Для распада какого-либо атомного ядра необходимо попадание в него элементарной частицы с определенной энергией (величина этой энергии должна лежать в определенном диапазоне: более медленная или более быстрая частица просто оттолкнется от ядра, не проникнув в него). Наибольшее значение в ядерной энергетике имеют нейтроны.

Однако практически осуществить подобную реакцию не так просто, как кажется на первый взгляд. Дело в том, что нейтроны, высвобожденные при делении ядра могут вызывать деление изотопов урана с массовым числом 235, тогда как в природной руде их содержится лишь 0,7%. Остальные 99,3% приходятся на долю изотопа 238, для деления которого, энергии нейтронов, не хватает. Именно поэтому для функционирования реактора важна критическая масса – это минимальная масса урана, при которой возможно возникновение и протекание цепной реакции. Например, для урана-235 она составляет несколько десятков килограмм, что на самом деле, учитывая низкое его процентное соотношение, не так уж и мало.

В зависимости от скорости элементарной частицы выделяют два вида нейтронов: быстрые и медленные. Нейтроны разных видов по-разному влияют на ядра делящихся элементов.

Уран-238 делится только быстрыми нейтронами. При его делении выделяется энергия и образуется 2-3 быстрых нейтрона. Вследствие того, что эти быстрые нейтроны замедляются в веществе урана-238 до скоростей, неспособных вызвать деление ядра урана-238, цепная реакция в уране-238 протекать не может.
В уране-235 цепная реакция протекать может, так как наиболее эффективно его деление происходит, когда нейтроны замедлены в 3-4 раза по сравнению с быстрыми, что происходит при достаточно длинном их пробеге в толще урана без риска быть поглощенными посторонними веществами или при прохождении через вещество, обладающее свойством замедлять нейтроны, не поглощая их.

Поскольку в естественном уране имеется достаточно большое количество веществ, поглощающих нейтроны (тот же уран-238, который при этом превращается в другой делящийся изотоп - плутоний-239), то в современных ядерных реакторах необходимо для замедления нейтронов применять не сам уран, а другие вещества, мало поглощающие нейтроны (например, графит или тяжелая вода).

Графит хорошо замедляет нейтроны и плохо их поглощает. Поэтому при использовании графита в качестве замедлителя можно использовать менее обогащенный уран, чем при использовании легкой воды.

Тяжелая вода очень хорошо замедляет нейтроны и плохо их поглощает. Поэтому при использовании тяжелой воды в качестве замедлителя можно использовать менее обогащенный уран, чем при использовании легкой воды. Но производство тяжелой воды очень трудоемко и экологически опасно.

При попадании медленного нейтрона в ядро урана-235 он может быть захвачен этим ядром. При этом произойдет ряд ядерных реакций, итогом которых станет образование ядра плутония-239. (Плутоний-239 в принципе может тоже использоваться для нужд ядерной энергетики, но в настоящее время он является одним из основных компонентов начинки атомных бомб.) Поэтому ядерное топливо в реакторе не только расходуется, но и нарабатывается. У некоторых ядерных реакторов основной задачей является как раз такая наработка.

Другим способом решить проблему необходимости замедления нейтронов является создание реакторов без необходимости их замедлять - реакторов на быстрых нейтронах. В таком реакторе основным делящимся веществом является не уран, а плутоний. Уран же (используется уран-238) выступает как дополнительный компонент реакции - от быстрого нейтрона, выпущенного при распаде ядра плутония, произойдет распад ядра урана с выделением энергии и испусканием других нейтронов, а при попадании в ядро урана замедлившегося нейтрона он превратится в плутоний-239, возобновляя тем самым запасы ядерного топлива в реакторе.

Таким образом, в ядерном реакторе должен использоваться либо обогащенный уран с замедлителем, поглощающем нейтроны, либо необогащенный уран с замедлителем, мало поглощающем нейтроны, либо сплав плутония с ураном без замедлителя.

Данные процессы деления ядер урана происходят в части ядерного реактора, называемой активной зоной. Там же находится и само топливо. В результате протекания ядерной реакции выделяется огромное количество тепла – это и есть начальная тепловая энергия, преобразующаяся впоследствии в электрическую.

Именно в активной зоне находятся специальные управляющие стержни, о которых упоминалось ранее, позволяющие регулировать скорость протекания реакции. Чаще всего – это графит, бор или кадмий, которые достаточно сильно поглощают нейтроны. Иными словами, чем больше поглощено нейтронов, тем меньше ядер урана делиться, и, соответственно, снижается скорость реакции. Чем глубже погружаются стержни, тем меньше выделяется тепла, и наоборот.

Именно образование тепловой энергии и есть суть цепной реакции. Тепло из реактора выводится при помощи определенных теплоносителей, которыми, в зависимости от типа атомной электростанции, могут выступать вода, металлический натрий или некоторые газы. Они отбирают в активной зоне тепло, и переносят его в специальные теплообменники, попутно охлаждая реактор. Эта система и есть первый контур.

Далее вступает в действие второй контур АЭС. В теплообменнике (парогенераторе) нагревается вода, образующийся в результате этого пар передается на лопасти турбины, которая через специальную систему приводит в действие генераторы, непосредственно вырабатывающие электричество. Электричество в свою очередь передаётся потребителям. Пруд-охладитель используется для охлаждения воды реакторов атомной электростанции.

Схема устройства АЭС с реакторам типа ВВЭР представлена на рис. 1

Рис. 1. Устройство АЭС с реактором типа ВВЭР. 1 - СУЗ (система управления и защиты), т.е. стержни, 2 – топливо, 3 – корпус реактора, 4 – парогенератор, 5 – турбина, 6 – генератор, 7 – трансформатор, 8 – отпуск энергии потребителю, 9 – пруд-охладитель, 10 – циркуляционный насос, 11- конденсатор, 12 – питательный насос, 13 - ГЦН (главный циркуляционный насос).

На АЭС с водным теплоносителем устанавливаются турбины насыщенного пара. Низкие начальные параметры вынуждают пропускать большие количества пара. Быстрое нарастание влажности по ступеням турбин приводит к использованию внутритурбинных и внешних влагоулавливающих устройств. Влажность пара снижает внутренний относительный КПД турбины и вызывает эрозийный износ проточных частей:
(12.1)
где— внутренние относительные КПД турбины на
влажном и перегретом паре; хср — средняя сухость пара, %.
Из (12.1) следует, что с увеличением влажности на 1 % происходит снижение т]0,- на 1 %. При = 0,8.

Рис. 12.1. Основные варианты промежуточной системы турбоагрегата насыщенного пара:

а — однократная промежуточная сепарация, б — двукратная промежуточная сепарация: в — однократная промежуточная сепарация и одноступенчатый перегрей пара; г — однократная промежуточная сепарация и двукратный перегрев пара

Для борьбы с эрозией лопаток турбин проводят упрочнение их поверхности с применением различных способов: закалка, хромирование, электроискровая обработка и др. В последние годы лопатки последних ступеней турбин выполняются из эрозионностойких материалов. Для турбины К-220-44/3000 лопатки последних ступеней цилиндра низкого давления выполнены из стали 1Х12ВНМ, для более мощных турбин — из титановых сплавов. Некоторые турбины насыщенного пара имеют внутренние ловушки для влаги, как это сделано для турбины К-500-65/3000.
Наиболее эффективным способом отвода влаги из турбины является отбор пара на регенеративные подогреватели и, если такие отборы существуют после каждой ступени расширения, то нет необходимости в разработке дополнительных внутритурбинных влагоулавливающих устройств.
Допустимая влажность пара зависит от высоты лопатки и скорости вращения турбины, т. е. от окружной скорости и находится в пределах 7—15%. Так, при радиусе лопатки 1500 мм и скорости вращения 25 с-1 (1500 об/мин) допустимая влажность шдо11=13—14%, а для скорости вращения 50 с-1 (3000 об/мин) тадоп — 7—8%. В гл. 3 показана необходимость промежуточной сепарации в сочетании с промежуточным перегревом пара. Схемы промежуточных устройств сепарации и промперегрева могут быть различными и зависят от начальных параметров пара.

На рис. 12.1, а представлена схема только с одной ступенью сепарации. Свежий пар 1 подается в цилиндр высокого давления (ЦВД) 2. После достижения допустимой влажности пар направляется во внешний сепаратор 3.
Отсепарированный конденсат 6 направляется в систему регенерации, а осушенный (обычно степень сухости пара после сепаратора принимается 99%) пар направляется в цилиндр низкого давления (ЦНД) 4. Отработавший пар 5 поступает в конденсатор. Такая схема реализована на турбинах типа К.-75-30/3000, установленных на первой и второй очередях Нововоронежской АЭС с реакторами ВВЭР-210 и ВВЭР-365. Здесь: К означает конденсационный тип турбины, 75 — мощность турбины, МВт (эл.), 30 — давление перед турбиной в старой системе единиц, кгс/см2 (3 МПа), 3000 — скорость вращения турбины, об/мин (50 с-1). Для Ро=3 МПа можно ограничиться лишь одной ступенью сепарации, при этом ауД°п=12% при давлении в конденсаторе рк=0,004 МПа. Высота лопатки последней ступени ЦНД — 740 мм. При переходе на давление перед турбиной р0 = 4,5 МПа и выше, одной ступени сепарации недостаточно. В этом случае следует брать либо две ступени сепарации (рис. 12.1, б), либо одну ступень сепарации в сочетании с одноступенчатым (рис. 8.1, в) или двухступенчатым (рис. 12.1, г) промежуточным перегревом пара. На рис. 12.1, б турбоустановка усложняется за счет появления еще одной части турбины — цилиндра среднего давления 7. Такая схема турбины не реализована.
В схеме рис. 12.1, в промперегрев осуществляется свежим паром в поверхностном промежуточном перегревателе 8. Температура перегретого пара £Пп будет меньше температуры свежего пара U на значение А/Пп в поверхностном подогревателе.
В схеме с двухкратным перегревом пара (рис. 12.1, г) первая ступень подогрева осуществляется отборным паром, вторая ступень— свежим паром. Это уменьшает расход свежего пара на подогрев.

Конструктивные схемы турбин

Основные характеристики представлены в табл. 12.1.
Первые турбины насыщенного пара типа АК-70-30/3000 были установлены на первом блоке Нововоронежской АЭС с реактором ВВЭР-210. В последующем в результате модернизации этой турбины на второй очереди использованы турбины К-75-30/3000 с начальными параметрами пара /?о=2,95 МПа и /о=232°С, с расчетным давлением в конденсаторе рк = 3,9 кПа. Турбина работает по циклу с промежуточной сепарацией пара при рееп=0,2 МПа. После ЦВД влажность пара 12%, после сепаратора — 0,5% (рис. а). Относительно небольшие размеры последней лопатки турбины (740 мм) позволяют иметь допустимую влажность в конце турбины до 19 %. Тепловая схема турбоустановки включает три ПНД, два ПВД и деаэратор с давлением рд=0,33 МПа. Температура питательной воды *п.в=195°С. Турбина имеет один ЦВД и один двухпоточный ЦНД. Опыт эксплуатации турбин K-75-30/300Q позволил успешно решить задачу по созданию турбин К-220-44/3000 для АЭС с ВВЭР-440. Параметры пара перед турбиной Ро=4,3 МПа, fo=255°C. Турбина работает по схеме рис.г с двухкратным перегревом пара /Пе=241 °С при давлении Рсеп = 0,27 МПа.

Таблица 12,1. характеристика отечественных турбин насыщенного пара

Влажность после ЦНД —7%, после ЦВД — 13%. Тепловая схема турбоустановки включает пять ПНД, три ПВД, деаэратор с давлением 0,59 МПа. Температура питательной воды tпв = 225°С. Турбина имеет один ЦВД и два двухпоточных ЦНД.
Единичную мощность можно повысить с использованием тихоходных турбин с числом оборотов «=25 с-1 (1500 об/мин). Переход на пониженное число оборотов позволяет выбирать большую высоту лопаток последних ступеней, что увеличивает площадь выпуска пара.
Для V блока Нововоронежской АЭС мощностью 1000 МВт с реактором ВВЭР-1000 установлены две турбины К-500-60-1500, работающие на параметрах пара р0=5,9 МПа и t0=274оС. Турбина работает по схеме рис. 12.1, г с одной ступенью сепарации при давлении рСеа= 1,2 МПа и двухкратным промперегревом с tuc = = 250 °С. Расчетное давление в конденсаторе рк = 5,85 кПа.
Тепловая схема включает четыре ПНД, три ПВД, деаэратор с рд=0,7 МПа, температура питательной воды Пв=225°С. Особенностью турбины К-500-60/1500 является боковое расположение конденсаторов, что упрощает сооружение фундамента турбины, и кроме ЦВД и ЦНД имеется цилиндр среднего давления (ЦСД). Турбина имеет совмещенный ЦВД и ЦСД и один двухпоточный ЦНД.
На базе турбины К-500-60/1500 для серийного блока 1000 МВт с реактором ВВЭР-1000 создана турбина К-1000-60/1500 с теми: же начальными параметрами пара. Имеется несколько структурных схем таких турбин: один двухпоточный ЦВД, один двухпоточный ЦСД и два двухпоточных ЦНД при рк=5,9 кПа, и вторая схема с одним двухпоточным ЦВД и двумя двухпоточными ЦНД при рк=5,8 кПа.
Тепловая схема турбины К-1000-60/1500 включает четыре ПНД, три ПВД, деаэратор с давлением 0,7 МПа, fn.B=225°C.
Тихоходные турбины К-1000-60/1500 изготавливаются Харьковским турбостроительным заводом (ХТЗ), Ленинградский металлический завод (ЛМЗ) разработал быстроходную турбину К-1000-60/3000 для работы в моноблоке с реактором ВВЭР-1000. Структурная схема турбины включает один двухпоточный ЦВД и четыре двухпоточных ЦНД при рк=5,9 кПа. Схема турбины имеет одноступенчатую сепарацию рСеп=0,56 МПа и однократный промперегреватель свежим паром, £пе=250—260°С (рис. 12.1, в).
Тепловая схема турбины К-1000-60/3000 включает 5 ПНД, один ЦВД и деаэратор с рд = 1,2 МПа, /П.„ = 220°С. Конденсат греющего пара промперегревателя насосом закачивается в питательную магистраль после ПВД.
Для блоков мощностью 1000 МВт с канальными кипящими реакторами РБМК-1000 на ХТЗ созданы быстроходные турбины К-500-65/3000 на параметры свежего пара р0=6,46 МПа и t0= = 280°С. В турбине осуществляется однократная сепарация и двухкратный перегрев пара по схеме рис. 12.1, г; рСеп=0,34 МПа, fne=265°C. Структурная схема турбины состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырех двухпоточных ЦНД. Тепловая схема включает 5 ПНД и деаэратор с давлением 0,7 МПа, tПв=tд= =165 °С.
Для блока 1500 МВт с реактором РБМК-1500 ХТЗ разработана турбина К-750-65/3000 на рабочие параметры руо=6,46 МПа и *о=280° С при рк=4,4кПа. Структурная схема, как и К-500-65/3000, состоит из одного двухпоточного ЦВД и четырех двухпоточных ЦНД. Давление промежуточной сепарации повышено, рСеп= = 0,52 МПа, tпо=263°С.
Тепловая схема турбоустановки К-750-65/3000 включает 5 ПНД и деаэратор с рд=1,2 МПа, *п.в=177°С. Особенностью турбин К-500-65/3000 и К-750-65/3000 является работа их на радиоактивном паре. По этой причине все водяные емкости системы регенерации должны иметь биологическую защиту. Все протечки радиоактивного пара должны собираться и направляться на дезактивацию. Для выработки нерадиоактивного пара на уплотнения турбин в тепловых схемах турбоустановок имеется испаритель.

Выбор параметров промежуточной сепарации и промперегрева

Из уравнения (3.27) и рис. 3.5 видно, что применение промежуточной сепарации и промперегрева увеличивают тепловую экономичность АЭС. Выигрыш в тепловой экономичности существенно зависит от схемы осуществления промежуточной сепарации и промперегрева. Из рис. 12.2 видно, что при использовании только сепарации (кривая 1) (как это сделано для турбин К-70-30/3000) оптимальное разделительное давление можно выбирать в широком диапазоне от 3 до 20 % начального давления ро.
При использовании однократной сепарации с одноступенчатым перегревом пара (кривая 2) оптимальное разделительное давление находится в пределах 8—22 % от начального давления. В аналогичных пределах находятся оптимальные значения разделительного давления и для одноступенчатой сепарации с двухступенчатым перегревом пара (кривая 3).

Рис 12 2. Повышение экономичности турбоагрегата на насыщенном паре в зависимости от давления в сепараторе (СПП):
1 — только сепарация; 2 — сепарация и одноступенчатый перегрев; 3 — сепарация и двухступенчатый перегрев

Если сравнить начальные давления р0 перед турбиной и разделительные давления для отечественных турбин, рассмотренных в § 12.2 (см. табл. 12.1), то не у всех турбин оно принято оптимальным. Если давление перед турбиной р0=4,4 МПа, то рсеп = 0,35—0,77 МПа, для р0=6 МПа Рсеп^0,45—1,3 МПа, для р0= = 6,5 МПа Рсеп=0,48—1,3 МПа.
Для турбин К-220-44/3000 и К-500-65/3000 разделительное давление принято меньше оптимальных значений. Это связано с тем, что для ускорения проектирования и выпуска турбин для АЭС использовались отдельные корпуса турбин, хорошо зарекомендовавшие себя в эксплуатации на ТЭС, работающих на органическом топливе. Так, конструкция ЦНД турбины К-75-30/3000 полностью повторяет ЦНД турбины К-100-90/3000 для ТЭС. Для ЦНД турбины К-220-44/3000 использованы конструкции турбин К-300-240/3000 и К-500-240/3000 для ТЭС.
Выигрыш в тепловой экономичности определяется не только оптимальным значением разделительного давления, но и конечной температурой перегрева пара tПе. Чем выше tпе тем выше тепловая экономичность. Но повышение tne приводит к уменьшению

Читайте также: