Трехконтурная технологическая схема АЭС

Одноконтурная технологическая схема АЭС

Одноконтурная схема с кипящим реактором и графитовым замедлителем типа РБМК-1000 применена на Ленинградской АЭС. Реактор работает в блоке с двумя конденсационными турбинами типа К-500-65/3000 и двумя генераторами мощностью 500 МВт. Кипящий реактор является парогенератором и тем самым предопределяет возможность применения одноконтурной схемы. Начальные параметры насыщенного пара перед турбиной: температура 284°С, давление пара 7,0 МПа. Одноконтурная схема относительно проста, но радиоактивность распространяется на все элементы блока, что усложняет биологическую защиту.

Двухконтурная технологическая схема АЭС

Двухконтурную схему применяют в водо-водяном реакторе типа ВВЭР. В активную зону реактора подается под давлением вода, которая нагревается до температуры 568-598°С при давлении 12,25-15,7 МПа. Энергия теплоносителя используется в парогенераторе для образования насыщенного пара. Второй контур нерадиоактивен. Блок состоит из одной конденсационной турбины мощностью 1000 МВт или двух турбин мощностью по 500 МВт с соответствующими генераторами.

Трехконтурная технологическая схема АЭС

Трехконтурную схему применяют на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем типа БН-600. Чтобы исключить контакт радиоактивного натрия с водой, сооружают второй контур с нерадиоактивным натрием. Таким образом схема получается трехконтурной. Реактор БН-600 работает в блоке с тремя конденсационными турбинами К-200-130 с начальным давлением пара 13 МПа и температурой 500°С.

При работе АЭС, не потребляющих органическое топливо (уголь, нефть, газ), в атмосферу не выбрасываются окислы серы, азота, углекислый газ; это позволяет снизить «парниковый эффект», ведущий к глобальному изменению климата.

Во многих странах атомные станции уже вырабатывают более половины электроэнергии (во Франции - около 75%, в Бельгии - около 65%, в России - только 12%).

Главная особенность ядерных реакторов на быстрых нейтронах состоит в том, что они открывают возможность использования не делящихся в реакторах на тепловых нейтронах изотопов тяжёлых элементов. В топливный цикл могут быть вовлечены запасы ²³⁸U и ²³²Th, которых в природе значительно больше, чем ²³⁵U — основного топлива для реакторов на тепловых нейтронах. В том числе может быть использован и так называемый «отвальный уран», оставшийся после обогащения ядерного топлива ²³⁵U.

Реакторы на быстрых нейтронах дают реальную возможность расширенного воспроизводства ядерного топлива. Это значит, что, например, на 100 разделившихся ядер топлива в реакторах на быстрых нейтронах образуется примерно 120—140 новых ядер, способных к делению.

Активные зоны (АЗ) реакторов на быстрых нейтронах (БН) весьма существенно отличаются от активных зон реакторов на тепловых нейтронах.

Экономически необходимая средняя глубина выгорания уран-плутониевого топлива в БН должна составлять 100—150 МВт·сут/кг, т. е. она должна быть в 2,5—3 раза выше, чем в реакторах на тепловых нейтронах, что обусловлено высокой стоимостью топлива БН. Для достижения указанной глубины выгорания требуется высокая радиационная стойкость ТВЭЛ и ТВС БН, необходимая стабильность геометрических параметров, сохранение герметичности и пластичности оболочек ТВЭЛ, их совместимость с продуктами деления и устойчивость к коррозионному воздействию теплоносителя и т. п. Активная зона БН окружена в радиальном и осевом направлениях зонами воспроизводства (экранами), заполненными воспроизводящим материалом — обеднённым ураном, содержащим 99,7—99,8 % ²³⁸U.

Главная же особенность использования уран-плутониевого топлива в БН состоит в том, что в его активной зоне процесс деления ядер быстрыми нейтронами сопровождается бо́льшим выходом (на 20—27 %) вторичных нейтронов, чем в реакторах на тепловых нейтронах. Это создает основную предпосылку для получения высокого значения коэффициента воспроизводства и обеспечивает расширенное воспроизводство ядерного топлива в реакторах-размножителях.

31 страна мира использует АЭС. На 2015 действует ок. 440 ядерных энергетических реакторов (энергоблоков) суммарной мощностью более 381 тыс. МВт (381 ГВт). Ок. 70 атомных реакторов находятся в стадии строительства. Мировым лидером по доле в общей выработке электроэнергии является Франция (второе место по установленной мощности), в которой ядерная энергетика составляет 76,9%.

Крупнейшая АЭС в мире на 2015 (по установленной мощности) – Касивадзаки-Карива (г. Касивадзаки, префектура Ниигата, Япония). В эксплуатации находятся 5 кипящих ядерных реакторов (BWR) и 2 улучшенных кипящих ядерных реактора (ABWR), суммарная мощность которых составляет 8212 МВт (8,212 ГВт).

РУ АСТ-500 - реакторная установка на основе интегрального водо-водяного реактора давления с естественной циркуляцией теплоносителя первого контура, страховочным корпусом и пассивными системами безопасности. Главный конструктор реакторной установки - ОКБМ, научный руководитель проекта - ИАЭ АН СССР имени И.В. Курчатова.

Реактор АСТ-500 выполнен по интегральной схеме: активная зона, теплообменники первого и второго контура и компенсатор давления размещаются в корпусе реактора. Это решение позволило исключить трубопроводы большого диаметра, опасные с точки зрения разрыва. Ядерная энергетическая установка АСТ-500 имеет три контура: первый - реакторный, второй – промежуточный, третий – сетевой. Давление в первом контуре 1,6 Мпа, во втором – 1,2 Мпа, в третьем – 1,6 Мпа. Давление в сетевом контуре всегда выше, чем во втором, что позволяет исключить попадание воды второго контура в сетевой контур при негерметичности сетевых теплообменников.

В реакторе циркулирует вода, являющаяся теплоносителем первого контура. Применение естественной циркуляции теплоносителя в корпусе реактора исключает сложные и опасные для активной зоны динамические режимы, характерные для всех реакторов с принудительной циркуляцией теплоносителя.

Перезагрузка топлива в реакторе происходит 1 раз в 2 года.

Компактность интегрального реактора позволила применить второй герметичный страховочный корпус, рассчитанный на давление, устанавливающееся при разгерметизации корпуса реактора.

Реактор на быстрых нейтронах — ядерный реактор, в активной зоне которого нет замедлителей нейтронов и спектр нейтронов близок к энергии нейтронов деления (~10⁵ эВ). Нейтроны этих энергий называют быстрыми, отсюда и название этого типа реакторов.

В связи с малым сечением деления ²³⁵U быстрыми нейтронами для поддержания цепной реакции необходимо поддерживать гораздо бо́льшие напряженности нейтронных полей по сравнению с реакторами на тепловых нейтронах. В связи с увеличением нейтронных потоков гораздо бо́льшая доля ²³⁸U вовлекается в процесс трансмутации в плутоний, что значительно расширяет топливную базу этого типа реакторов.

В активной зоне реактора не должно быть эффективных замедлителей нейтронов, в первую очередь принципиально недопустимы вещества с легкими ядрами вроде водорода. Поэтому вода и углеводороды не могут использоваться в системе охлаждения реактора. Это требование вынуждает использовать в качестве теплоносителя легкоплавкие металлы, например ртуть, натрий, свинец. От ртути быстро отказались из-за высокой коррозионной активности. Сегодня получили развитие реакторы с натриевым, свинцово-висмутовым и свинцовым теплоносителями.

Сечение деления в быстрой области энергий не превышает 2 барн. Поэтому для осуществления цепной реакции на быстрых нейтронах необходима относительно высокая удельная плотность делящегося вещества в активной зоне по сравнению с реакторами на тепловых нейтронах. Это вынуждает применять особые конструктивные решения, например отражатели нейтронов и высокоплотное топливо, увеличивающие стоимость строительства и эксплуатации. Радиационные нагрузки на конструкционные материалы также значительно выше чем в реакторах на тепловых нейтронах.

По сравнению с распространенным реактором на тепловых нейтронах, реакторы на быстрых нейтронах безопаснее: в реакторе нет высокого давления, в них практически нет риска потери теплоносителя по причине выкипания, нет риска пароциркониевой реакции, ставшей одной из причин взрывов на Фукусимской АЭС. С другой стороны, популярный теплоноситель натрий бурно реагирует с водой, что усложняет задачу охлаждения топлива при запроектных авариях с разрушением активной зоны.

Основным достоинством этого типа реакторов считается возможность вовлечь в топливный цикл такие материалы как Уран-238 и Торий-232. Это значительно расширяет топливную базу ядерной энергетики. Кроме того, эти реакторы позволяют относительно безопасно избавиться от самых активных и долгоживущих изотопов в отработанном ядерном топливе, принципиально сократив срок его биологической опасности.

6. Особенности паротурбинного цикла АЭС.

Основные особенности паровой турбины АЭС с ВВЭР и РБМК связаны с ее работой на насыщенном паре и потому с относительно малым теплоперепадом (большой расход пара) и работой большей части ступеней на влажном паре. Соответствующий цикл паротурбинной установки обоснован в гл. 3, где показана также необходимость сепарации и промперегрева между частью среднего давления (ЧСД) и частью низкого давления (ЧНД) турбины.

ЧСД турбины выполняется в виде одного цилиндра среднего давления (ЦСД), а ЧНД турбины состоит обычно из нескольких цилиндров низкого давления (ЦНД), причем каждый из них выполнен двухпоточным. Пар после ЦСД и сепаратора-промперегревателя поступает параллельно во все ЦНД. (Правильнее говорить именно ЧСД и ЦСД, так как речь идет о среднем давлении, хотя иногда, по аналогии с обычной теплоэнергетикой, головную часть турбины АЭС называют ЧВД и ЦВД.) В любых паровых турбинах, за исключением противодавленческих, приходится иметь дело с работой на влажном паре. Если для турбины ТЭС на перегретом паре это относится только к последним ступеням ЦНД (см. рис. 16.4), то для машины на насыщенном паре большая часть НД, то есть ступени после промежуточного перегрева пара между цилиндрами, работают на перегретом паре. Влияние влажности пара отрицательно сказывается на тепловой экономичности установки — внутренний относительный КПД турбины при работе на влажном паре уменьшается.

Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины также и в связи с эрозией лопаток. Существуют методы отвода влаги из проточной части турбины. Конструкции внутритурбинных влагоудаляющих устройств различны.

Значительная часть влаги отбрасывается к корпусу по поверхности лопаток рабочего колеса, поэтому такие сепарационные устройства целесообразно располагать непосредственно за рабочим колесом, тогда отведенный конденсат уже не будет оказывать вредного влияния на работу последующих ступеней турбины. Для последней ступени ЦНД отводят влагу также и с помощью влагоулавливающего устройства, расположенного за сопловым аппаратом.

Для удаления влаги из влагоулавливающей камеры отсасывается некоторое количество пара, который направляется затем в регенеративную систему. Эффективность влагоудаления возрастает с увеличением отсоса, однако при этом возрастает недовыработка электроэнергии на отсасываемом паре. Хотя теоретически было бы целесообразно отводить влагу после каждой ступени, внутритурбинные влагоулавливающие устройства располагают только в ЦНД, где в связи с большими диаметрами проточной части турбины эрозионный износ лопаточного аппарата проявляется сильнее.