Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Схема аэс

15.2. Принципиальная тепловая схема АЭС. Атомные электрические станции

Принципиальная тепловая схема АЭС объединяет технологические схемы установок, входящих в систему АЭС, рассмотренных в предыдущих главах. Она включает в себя только основные установки — реакторную, парогенераторную, паротурбинную, конденсационную и конденсатно-питателъный

тракт, на принципиальную схему наносят основные трубопроводы, соединяющие установки в единую технологическую систему, на линиях стрелками указывают направление потоков пара и конденсата.

Независимо от числа основных и вспомогательных агрегатов на принципиальной тепловой схеме однотипное оборудование изображается только один раз, но со всеми последовательно включенными элементами: например, при установке на АЭС нескольких турбин на принципиальной схеме изображают только одну; трубопроводы указывают только одной линией по направлению основного потока независимо от числа параллельных потоков, без поперечных связей между трубопроводами к отдельным агрегатам, если таковые существуют, и без трубопроводов вспомогательного назначения, например, дренажных с дренажными баками, системы технической воды и др. Многочисленную арматуру, входящую в состав трубопроводов или установленную на самих агрегатах, также не наносят, исключение составляет только арматура, имеющая принципиальное значение, например, регулировочные вентили 21 (рис. 15.1) и 3 (см. рис. 15.3).

Принципиальная тепловая схема является основой для теплового расчета АЭС, для решения различных задач, например, выдачи турбостроительному заводу технического задания на проектирование новой машины, выбора мощности и параметров основных агрегатов, установления тепловой экономичности АЭС в условиях иного в сравнении с заводским расчетом вакуума в конденсаторе и др. Составленная для каждого из этих вариантов принципиальная схема подлежит предварительному расчету, на основе которого можно уточнить основные характеристики оборудования: наиболее экономичное распределение регенеративного подогрева по ступеням, число ступеней подогрева, давление в деаэраторе и др. Из перечисленных выше задач и из гл. 3 следует, что в основном расчет тепловой схемы и различные ее варианты относятся практически только к турбинной установке. Поэтому принципиальные схемы АЭС ниже даются как тепловые схемы паротурбинной части станции.

На рис. 15.1 приведена принципиальная тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с ВВЭР-440. На этой АЭС устанавливаются две турбины К-220-44, но так как тепловая схема принципиальная, то на рис. 15.1 показана только одна турбина, хотя турбина имеет два двухпоточных ЦНД, на рисунке показан только один поток одного ЦНД.

Параметры пара в отборах турбины могут быть взяты по рис. 8.1а. Между ЦСД и ЦНД установлен сепаратор и двухступенчатый промперегреватель. У каждой турбины их по две, но на рис. 15.1 показан один, так как схема принципиальная; вторая ступень перегревателя питается свежим паром.

Рис. 15.1. Принципиальная тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с ВВЭР-440:

1 — блок стопорно-регулирующих клапанов; 2 — уплотнение штоков клапанов турбины; 3 — уплотнение вала турбины; 4 — ЦСД турбины; 5 — сепаратор-промперегреватель; 6 — ЦНД турбины; 7 — подогреватели сетевой воды; 8 — насос теплосети; 9 — конденсатор турбины; 10 — конденсатный насос первой ступени; 11 — основной эжектор; 12 — эжектор уплотнений; 13 — конденсатоочистка; 14 — конденсатный насос второй ступени; 15 — ПНД; 16 — дренажный насос; 17 — охладитель дренажа; 18 — деаэратор; 19 — питательный насос с электроприводом; 20 — ПВД; 21 — регулятор давления; 22 — коллектор пара собственных нужд; 23 — БРУ-СН; 24 — БРУ-К

Турбинная установка имеет пять отборов пара из ЦСД (включая отбор после ЦСД) и три отбора пара из ЦНД, всего восемь отборов. Пар первого отбора в качестве греющего направляется в ПВД-3, в него же поступает и конденсат греющего пара промперегревателя второй ступени. Пар второго отбора поступает как греющий пар в первую ступень перегревателя и в ПВД-2. Пар третьего отбора питает ПВД-1 и коллектор пара собственных нужд. От коллектора пара собственных нужд пар поступает через регулятор для поддержания постоянного давления в деаэратор, а также на пароэжекторную машину, установленную в машинном зале, на выпарные аппараты спецводоочистки (СВО) и др. К коллектору пара собственных нужд имеется резервный подвод пара из паропроводов свежего пара через БРУ собственных нужд (БРУ-СН). В деаэратор каскадом сливаются также конденсаты греющих паров ПВД. Выпар деаэратора в качестве рабочей среды поступает в эжекторы — основной и уплотнений. Отборный пар из четвертой ступени используется как греющий пар

для ПНД-5 и для второй ступени подогревателя сетевой воды. (К сожалению, для подогревателей сетевой воды все еще употребляется термин "бойлер", вовсе не отвечающий существу процесса.) Турбина К-220-44 работает на нерадиоактивном паре, поэтому подогреватели сетевой воды — без промежуточного контура. Однако для большей радиационной безопасности давление в тепловой сети принимается большим, чем для греющего пара; для схемы, изображенной на рис. 15.1, давление воды в тепловой сети принято 0,6 — 0,7 МПа, поэтому при неплотностях в теплообменной поверхности переток воды возможен только из тепловой сети в греющий пар, но не наоборот.

Пар из пятого отбора используется в качестве греющей среды для ПНД-4, а пар шестого отбора — для ПНД-3 и для первой ступени подогревателя сетевой воды; пар седьмого и восьмого отборов подается соответственно в ПНД-2 и ПНД-1.

Конденсат греющего пара подогревателей сетевой воды каскадно сливается из второй ступени в первую и из нее в корпус ПНД-2. Конденсат из ПНД-5 сливается в ПНД-4 и из него затем закачивается дренажным насосом в тракт конденсата. Аналогично выполнена схема слива дренажа и для ПНД-3 и ПНД-2, однако для повышения тепловой экономичности на сливе из ПНД-3 установлен охладитель дренажа. Конденсат греющего пара ПНД-1 через охладитель дренажа сливается в конденсатор.

В конденсатор поступают пар после ЦНД и обессоленная добавочная вода. Образовавшийся конденсат после конденсатора проходит через охладители рабочего пара эжекторов (основного и уплотнений) и поступает на конденсатоочистку. Через конденсатоочистку (рис. 15.1) проходит 100% расхода турбинного конденсата, но не 100% расхода пара на турбину, так как конденсат греющего пара (за исключением ПНД-1) поступает непосредственно в конденсатно-питательный тракт.

Эжекторы размещены до конденсатоочистки, так как важна непосредственная близость основного эжектора к конденсатору, а небольшой прирост температуры конденсата перед ионообменными фильтрами практически не меняет температурного режима их работы. Конденсат рабочего пара эжекторов сливается в конденсатор: непосредственно для основного эжектора и через дренажный бак с последующей закачкой в конденсатор для эжектора уплотнений.

При внезапной остановке турбины имеется возможность сброса свежего пара непосредственно в конденсатор через соответствующую БРУ (через БРУ-К). На схеме показаны также подача пара на уплотнения турбины и их отсос. Так как у турбины К-220-44 ЦСД однопоточный, то это нашло свое отражение в организации уплотнения этой части турбины. Как и на всех последующих современных тепловых схемах АЭС в качестве рабочей среды эжекторов, основного и уплотнений, используется выпар деаэратора.

Принципиальная тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000 и тихоходной турбиной мощностью 1000 МВт приведена на рис. 15.2. Тепловые схемы на рис. 15.1 и 15.2 в целом однотипны. Однако есть и некоторые различия. Прежде всего различаются привод питательного насоса для ВВЭР-1000 применен турбопривод. На принципиальной схеме рис. 15.2 показана только одна из двух приводных турбин, мощность каждой 12 МВт. Конденсат приводной турбины сливается в основной конденсатор. Так как на принципиальной схеме указываются только постоянно работающие элементы, то на рисунке не показаны пусковые электронасосы; их установлено два с подачей по 150 т/ч. Пар, получаемый в парогенераторе в пусковой период, через БРУ-СН поступает в коллектор собственных нужд, от которого имеется резервное питание приводной турбины. После выхода на мощность основной турбины приводная турбина питается постоянно паром после СПП, как и показано на рис. 15.2.

Рис. 15.2. Принципиальная тепловая схема паротурбинной части двухконтурной АЭС с ВВЭР-1000:

1 — уплотнения штоков клапанов турбины; 2 — блок стопорно-регулирующих клапанов; 3 — ЦСД турбины; 4 — уплотнения вала турбины; 5 — сепаратор-промперегреватель; 6 — отсечная заслонка; 7 — ЦНД турбины; 8 — подогреватели сетевой воды; 9 — насос теплосети; 10 — конденсатор турбины; 11 — конденсатный насос первой ступени; 12 — основной эжектор; 13 — эжектор уплотнений; 14 — конденсатоочистка; 15 — конденсатный насос второй ступени; 16 — ПНД; 17 — дренажный насос; 18 — охладитель дренажа; 19 — деаэратор; 20 — питательный насос с турбоприводом; 21 — ПВД; 22 — коллектор пара собственных нужд; 23 — БРУ-СН; 24 — БРУ-К

Сепарат из СПП направляется в деаэратор, а конденсат греющего пара промперегревателя — из первой ступени в ПВД-2, а из второй — в ПВД-3. Питание ПВД паром осуществляется из первого, второго и третьего отборов турбины. Конденсат греющего пара ПВД-1 сливается в ПНД-4, а конденсат греющего пара ПВД-3 — в ПВД-2, из которого он перетекает в деаэратор, но может при нерасчетном режиме сливаться из ПВД-2 в ПВД-1 и вместе с дренажом ПВД-1 поступать в ПНД-4. Число ПНД уменьшено в сравнении с рис. 15.1, установлены два дренажных насоса и два охладителя дренажа. Это должно способствовать повышению тепловой экономичности турбины К-1000-60/1500 в сравнении с К-220-44. В противоположность этому подача конденсата греющего пара подогревателей теплосети в конденсатор, а не в один из корпусов ПНД, снижает тепловую экономичность и излишне загружает анионит конденсатоочистки. Пар на уплотнения турбины подается из деаэратора. По выполнению этой линии видно, что ЦСД для этой турбины двухпоточные.

Рассмотрение тепловых схем рис. 15.1 им 15.2 и их сопоставление показывают существенное развитие регенеративной системы для турбин двухконтурной АЭС. В значительной мере возможности повышения тепловой экономичности двухконтурной АЭС представляются уже исчерпанными. В схемах двухконтурной АЭС материалом теплообменных поверхностей для ПВД является углеродистая сталь, а для ПНД — часто латунь. Такое решение нежелательно по двум причинам. Во-первых, использование меди более целесообразно в других отраслях техники. Во-вторых, наличие оксидов меди в воде интенсифицирует коррозию сталей. В отдельных проектах несмотря на двухконтурность АЭС трубки ПНД выполняют из нержавеющих аустенитных сталей. Более правильным решением было бы применение для трубок ПНД стали 08Х14МФ или перлитных сталей (что уменьшит капиталовложения для АЭС). Опыт обычной теплоэнергетики свидетельствует о том, что в условиях воды высокой чистоты при дозировании окислителя (газообразного кислорода или перекиси водорода) в конденсат после конденсатоочистки такое решение вполне допустимо, оно целесообразно и для одноконтурной АЭС.

Особенности тепловой схемы одноконтурной АЭС связаны с радиоактивностью паров. В любой схеме таких АЭС обязательно: во-первых, включение в тепловую схему испарителя для получения нерадиоактивного пара, подаваемого на уплотнения турбин, во-вторых, использование промежуточного водяного контура между греющим паром и водой теплосети. Выполнение этих решений обязательно.

Основное отличие тепловых схем одноконтурной АЭС от двухконтурной АЭС связано с обеспечением надежного

водного режима реактора. В реактор двухконтурной АЭС извне поступает небольшое количество подпиточной воды, а продукты коррозии имеют своим источником ограниченный первый контур, выполняемый из нержавеющих аустенитных сталей. В реактор одноконтурной АЭС поступают большие расходы питательной воды, равные паропроизводительности установки, и продукты коррозии не только реакторного контура, но и всей регенеративной системы турбины. От естественных примесей воды реактор одноконтурной АЭС надежно защищает 100%-ная конденсатоочистка. Поэтому основное внимание при разработке тепловой схемы турбинной части одноконтурной АЭС уделяется решению проблемы удаления продуктов коррозии из тракта, предшествующего реактору. Эти вопросы решаются по-разному и не нашли еще своего окончательного решения. На первых блоках отечественных одноконтурных АЭС с РБМК-1000, стремясь уменьшить поступление продуктов коррозии в воду реактора, подогреватели высокого давления не устанавливали, все конденсаты греющего пара и слив из сепаратора направляли в конденсатор для последующей очистки их совместно с турбинным конденсатом на конденсатоочистке. Потерю тепловой экономичности, вызываемую сливом в конденсатор всех этих потоков, в какой-то мере компенсировали охладители дренажей, которые были установлены после каждого ПНД и соответственно усложняли схему. Для РБМК-1000 отказ от установки ПВД сохранился, но в тепловую схему АЭС с РБМК-1000 были внесены определенные изменения. Такая схема, осуществленная на многих блоках с РБМК-1000, показана на рис. 15.3.

Основные особенности этой тепловой схемы следующие; для уменьшения поступления продуктов коррозии в реакторную воду, как было сказано выше, ПВД не установлены, что приводит к определенной потере тепловой экономичности, так как температура питательной воды ниже оптимальной; охладитель дренажа оставлен только после ПНД-1; сепарат из СПП сливается в ПНД-3; конденсат греющего пара первой и второй ступеней перегрева направлен в деаэратор; все конденсаты греющих паров каскадом сливаются в конденсатор.

Такое решение приводит к заметной потере тепловой экономичности. Кроме того, из этого потока нужно удалять именно продукты коррозии, что требует только механической фильтрации, но не ионного обмена, осуществляемого в конденсатоочисткс. Поэтому очистка конденсатов греющих паров ПНД на конденсатоочистке приводит к перерасходу смол, в частности дорогостоящего анионита. Более рациональное (предпочтительное) решение по очистке конденсата греющего пара ПНД показано на рис. 15.4б в сравнении с решением, осуществленным по рис. 15.4a, отвечающим тепловой схеме рис. 15.3.

Рис. 15.3. Принципиальная тепловая схема паротурбинной части одноконтурной АЭС с РБМК-1000:

1 — питательный насос; 2 — деаэратор; 3 — регулятор давления; 4 — испаритель; 5 — уплотнения штоков клапанов турбины; 6 — блок стопорно-регулирующих клапанов; 7 — ЦСД турбины; 8 — сепаратор-промперегреватель; 9 — уплотнения вала турбины; 10 — ЦНД турбины; 11 — отсекающая заслонка; 12 — подогреватели промконтура теплосети; 13 — насос промконтура теплосети; 14 — конденсатор турбины; 15 — конденсатный насос первого подъема; 16 — основной эжектор; 17 — эжектор уплотнений; 18 — конденсатоочистка; 19 — конденсатный насос второго подъема; 20 — ПНД

Как видно из рис. 15.4а, конденсатоочистка состоит из катионитового фильтра К, играющего роль механического фильтра, и последующего фильтра смешивающего действия ФСД, в котором в смешанном слое катионита и анионита происходит ионный обмен. Исследования показывают, что в собственно турбинном конденсате содержание оксидов железа близко к их истинной растворимости; содержание оксидов железа в каскадном сливе конденсатов греющих паров составляет 35-40 мкг/кг, существенно превышая растворимость. Смешение двух потоков с разными физико-химическими показателями и их совместная очистка ухудшает степень выведения продуктов коррозии из тракта и удорожает конденсатоочистку. Более правильным является раздельная очистка этих потоков, показанная на рис. 15.4б. Наполнители для механических фильтров предлагаются различные. Важно то, что все они существенно дешевле ионообменных смол. Сопоставление рис. 15.4а и б показывает также, что сокращается вообще число

фильтров. Каскадный слив всех дренажей системы ПНД, показанный на рис. 15.3, является ошибочным решением, принятым ХТГЗ по согласованию с ЛАЭС, на которой устанавливались первые блоки РБМК. При этом экономичность турбинной установки и, следовательно, всей АЭС является наименьшей. Ошибочно также использование в качестве механического фильтра нерегенерируемого катионита. Это решение не только наиболее дорогое, но и наиболее неблагоприятное, так как даже нерегенерируемый катионит будет способствовать колебаниям значения рН, что неблагоприятно для одноконтурной АЭС. Более рационально использовать в качестве механического фильтра электромагнитный фильтр (ЭМФ).

На ЭМФ следует очищать от механических примесей (продуктов коррозии) также и все дренажи ПНД, а также и теплофикационной установки. Большое достоинство ЭМФ — их исключительная компактность, что связано с большой допустимой скоростью фильтрования (1000 м3/ч). Так, на турбину мощностью 750 МВт при полном расходе питательной воды достаточно трех фильтров диаметром 1 м и высотой 3 м. Установка ЭМФ показана на рис. 15.5.

В фильтр загружаются мягкомагнитные шарики диаметром 6 мм. При наложении электромагнитного поля ферромагнитные загрязнения воды, перемещаются к магнитным полюсам шариков, где и отлагаются. Немагнитные оксиды железа и других металлов и неметаллические загрязнения в большей мере адсорбируются отложившимися магнитными оксидами железа. При превышении сопротивления фильтра на 0,1 МПа (10%) фильтр автоматически переводится в режим промывки, по завершении которой также автоматически включается в работу. При работе фильтра задвижки 2 и 5 открыты, а задвижки 4, 6 и 7 закрыты. Фильтр выводится на промывку через 1 — 2 недели работы (в зависимости от роста сопротивления). При переводе в промывочный режим открывается задвижка 7 на байпасе фильтра. Затем закрываются задвижки 2 и 5 и открываются задвижки 4 и 6 для прохода воды в фильтр с последующим сбросом ее в дренажный бак. Промывка занимает около 2 мин. Введение фильтра в работу предусматривает закрытие задвижек 4 и 6, открытие задвижек 2 и 5 и закрытие задвижки 7.

Большим недостатком ЭМФ является выключение их из работы и выброс уже поглощенных продуктов коррозии в воду "залпом", что может произойти в отсутствии электронапряжения. Поэтому в схеме их установки всегда должны предусматриваться "страховочные" элементы после ЭМФ. Таким элементом является ФСД на рис. 15.6 и фильтр насыпного типа после ЭМФ на сливе всех дренажей (рис. 15.6).

Рис. 15.4. Водорежимные схемы турбинной установки одноконтурной АЭС с реактором РБМК-1000

Рис. 15.5. Установка ЭМФ:

1 — вода на очистку; 2, 4, 5, 6, 7 — задвижки; 3 — ЭМФ; 5 — очищенная вода

Рис. 15.6. Использование ЭМФ в сочетании со "страховочными" элементами:

1 — ЭМФ; 2 — ФСД; 3, 4 — насыпной фильтр

В качестве наполнителя рекомендуется сополимер стирола и дивинилбензола, успешно используемый на многих ГРЭС.

К сожалению, для создаваемых ХТГЗ блоков с РБМК-1500 с согласия заказчика сепарат вообще (без очистки!) закачивают обратно в реактор.

nuclearfactor.ru

4. Принципиальная схема аэс

1.	Реактор	7.	Конденсатор
2.	Активная зона реактора	8.	Генератор
3.	Приводы стержней управления	9.	Трансформатор. Отпуск э/э потребителю
4.	Главный циркуляционный насос	10.	Градирня
5.	Парогенератор	11.	Пруд-охладитель
6.	Турбина	12.	Насос

Основные решения по компоновке

В состав каждого из шести энергоблоков Запорожской АЭС входит следующее основное оборудование:

водо-водяной энергитический корпусной реактор типа ВВЭР-1000 производственного обьединения "Ижорский завод", г.Санкт-Петербург

турбоустановка типа К-1000-60/1500-2 производственного обьединения атомного турбостроения "Харьковский турбинный завод", г.Харьков

генератор типа ТВВ-1000-4 производственного обьединения "Электросила", г.Санк-Петербург

1.	реакторное отделение	9.	административный корпус, контрольно-пропускной пункт 1
2.	турбинное отделение	10.	контрольно-пропускной пункт 2
3.	дизель-генератор	11.	площадка СХОЯТ
4.	блочная насосная станция	12.	брызгальные бассейны
5.	спецкорпус 1 и 2	13.	столовая
6.	хранилище твердых радиоактивных отходов	14.	полномасштабный тренажер
7.	обьединенно-вспомогательный корпус	15.	учебно-тренировочный центр
8.	лабораторно-бытовой корпус 1 и 2

Унифицированный моноблок размещен в отдельном главном корпусе АЭС, состоящем из реакторного отделения, машинного зала, деаэраторной этажерки с помещениями электротехнических устройств.

Главные корпуса энергоблоков ориентированы к пруду охладителю - источнику циркулярного водоснабжения АЭС. Между прудом-охладителем и главными корпусами энергоблоков размещены блочные насосные станции, трубопроводы технического водоснабжения и автомобильные дороги.

Связь Запорожской АЭС с единой энергетической системой Украины осуществляется тремя линиями электропередач напряжением 750 кВ и одной линией электропередач напряжением 330 кВ переменного тока.

5. Обеспечение безопасности работы аэс

Главное в обеспечении безопасности работы АЭС - это обеспечить условия, препятствующие выходу продуктов деления при ядерной цепной реакции. Для этого все топливо на АЭС загружается в реактор в ТВЭЛах - герметически заваренных чехлах из нержавеющей стали. В этих чехлах-сборках остается основная часть продуктов деления урана, образующихся при работе реактора. Когда ТВЭЛ отработал свой срок, его извлекают из реактора, и отправляют на специальный завод для переработки и извлечения ценных элементов. Никакой существенной утечки радиоактивных веществ не происходит. В этом и заключается одно из существенных преимуществ ядерной энергетики перед другими видами электростанций, выбросы (отходы) которых в виде золы, шлаков и газов во многих случаях выбрасываются в окружающую среду без должной очистки.

На АЭС предусмотрены физические барьеры безопасности, предупреждающие возможный выброс радиоактивных веществ - продуктов деления урана:

Топливная таблетка: задерживает в себе движение практически всех осколков деления. (Радиоактивность под оболочкой тепловыделяющих элементов в 10 000 раз меньше радиоактивности в топливной таблетке.)

Cтенки оболочки тепловыделяющего элемента - ТВЭЛ (выполнены из циркониевого сплава, внутри которого размещено ядерное топливо) препятствует выходу радиоактивных осколков ядерного деления из топливных таблеток в теплоноситель I-го контура. (Радиоактивность теплоносителя I-го контура в 1000 раз меньше радиоактивности под оболочной ТВЭЛа.)

Оборудование I-го контура: конструкция реакторной установки, корпус реактора, трубопроводы, парогенераторы, насосы, фильтры первого контура, а также компенсаторы давления и емкости системы аварийного охлаждения реактора, выполненные из легированной стали.

Контаймент - герметичная железобетонная предварительно напряженная оболочка энергоблока реакторного отделения, укрывающая в себе реактор и примыкающее к нему оборудование, способна локализовать радиоактивные вещества при возникновении максимальной проектной аварии. Толщина железобетонной стенки оболочки - 1,2 м. С внутренней стороны имеет герметичную металлическую облицовку толщиной 6 мм.

Гермооболочка выполнена из армированного бетона, которая выдержит:

падение самолета типа "Миг";
землетрясение силой 7 баллов;
воздействие ударной волны от взрыва 5 т. тротила на расстоянии 200 м.

Также на АЭС применяется принцип резервирования систем, т.е. при выходе одной системы из строя по какой - либо причине тут же будет включена резервная система, например, одного насоса достаточно для выполнения функций, но устанавливаются два насоса (или более) на случай отказа или вывода в ремонт первого. А также разнотипность оборудования, которая подразумевает применение различных по принципу систем, выполняющих одни и те же функции, например, насос может иметь электро- или трубопривод.

Противопожарная защита

На АЭС созданы военизированные пожарные части по охране электростанций. Существуют также системы, обеспечивающие внутреннее и наружное пожаротушение, а также система стационарных установок водяного пожаротушения. Для поддержания постоянной готовности один раз в квартал проводятся противопожарные тренировки по отработке действий персонала при пожаре.

На АЭС предусмотрены специальные меры обращения со свежим и отработанным топливом, радиоактивными отходами.

Хранение и транспортировка свежего топлива

Свежее топливо доставляемое в контейнерах, транспортируемых в специальных вагонах или специальных платформах, закрытых колпаком. По прибытию топливо попадает на узел свежего топлива, который предназначен для хранения и обязательной проверки тепловыделяющих сборок (ТВС) перед отправкой их в реакторное отделение.

Спецводоочистка

На АЭС исключен сброс сточных вод, загрязненных радиоактивными веществами. Эти воды проходят очистку в специальных очистных сооружениях. После прохождения установок очищенная вода направляется для повторного использования на блоки.

Спецгазоочистка

Радиоактивные газы и аэрозоли тоже подвергаются специальной очистке и выдержке перед выбросом в вентиляционную трубу.

Обращение с радиоактивными отходами и отработанным топливом на АЭС

Радиоактивные отходы, образующиеся при эксплуатации АЭС, по содержанию в них радионуклидов подразделяют на низкоактивные и высокоактивные.

Низкоактивные - это вода газоочистных систем, спецпрачечной, дезактивационные растворы; загрязненная одежда, инструменты и др. Основная задача их утилизации - максимальное уменьшение их объема. Для этого разработаны различные технологии:

твердые отходы прессуют;
жидкие выпаривают;
горючие сжигают.

Высокоактивные - продукты деления урана, накапливающиеся в отработанном топливе и содержащиеся в нем.

Отработанное топливо после выгрузки из реактора 5 лет хранится в бассейне выдержки, служащем для снижения остаточной радиоактивности и охлаждения. Затем его отправляют на переработку или захоронение.

Транспортировка отработанного топлива

Транспортировка отработанного топлива осуществляется в составе отдельного грузового поезда с вагоном прикрытия и вагоном сопровождения на специально оснащенных платформах в контейнерах, выполненных из нержавеющей стали с системой автономной защиты.

studfiles.net

Атомная электростанция - это... Что такое Атомная электростанция?

электростанция, в которой атомная (ядерная) энергия преобразуется в электрическую. Генератором энергии на АЭС является атомный реактор (см. Ядерный реактор). Тепло, которое выделяется в реакторе в результате цепной реакции деления ядер некоторых тяжёлых элементов, затем так же, как и на обычных тепловых электростанциях (См. Тепловая электростанция) (ТЭС), преобразуется в электроэнергию. В отличие от ТЭС, работающих на органическом топливе, АЭС работает на ядерном горючем (См. Ядерное горючее) (в основном 233U, 235U. 239Pu). При делении 1 г изотопов урана или плутония высвобождается 22 500 квт ч, что эквивалентно энергии, содержащейся в 2800 кг условного топлива. Установлено, что мировые энергетические ресурсы ядерного горючего (уран, плутоний и др.) существенно превышают энергоресурсы природных запасов органического топлива (нефть, уголь, природный газ и др.). Это открывает широкие перспективы для удовлетворения быстро растущих потребностей в топливе. Кроме того, необходимо учитывать всё увеличивающийся объём потребления угля и нефти для технологических целей мировой химической промышленности, которая становится серьёзным конкурентом тепловых электростанций. Несмотря на открытие новых месторождений органического топлива и совершенствование способов его добычи, в мире наблюдается тенденция к относит увеличению его стоимости. Это создаёт наиболее тяжёлые условия для стран, имеющих ограниченные запасы топлива органического происхождения. Очевидна необходимость быстрейшего развития атомной энергетики, которая уже занимает заметное место в энергетическом балансе ряда промышленных стран мира.

Первая в мире АЭС опытно-промышленного назначения (рис. 1) мощностью 5 Мвт была пущена в СССР 27 июня 1954 г. в г. Обнинске. До этого энергия атомного ядра использовалась преимущественно в военных целях. Пуск первой АЭС ознаменовал открытие нового направления в энергетике, получившего признание на 1-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (август 1955, Женева).

В 1958 была введена в эксплуатацию 1-я очередь Сибирской АЭС мощностью 100 Мвт (полная проектная мощность 600 Мвт). В том же году развернулось строительство Белоярской промышленной АЭС, а 26 апреля 1964 генератор 1-й очереди (блок мощностью 100 Мвт) выдал ток в Свердловскую энергосистему, 2-й блок мощностью 200 Мвт сдан в эксплуатацию в октябре 1967. Отличительная особенность Белоярской АЭС — перегрев пара (до получения нужных параметров) непосредственно в ядерном реакторе, что позволило применить на ней обычные современные турбины почти без всяких переделок.

В сентябре 1964 был пущен 1-й блок Нововоронежской АЭС мощностью 210 Мвт. Себестоимость 1 квт-ч электроэнергии (важнейший экономический показатель работы всякой электростанции) на этой АЭС систематически снижалась: она составляла 1,24 коп. в 1965, 1,22 коп. в 1966, 1,18 коп. в 1967, 0,94 коп. в 1968. Первый блок Нововоронежской АЭС был построен не только для промышленного пользования, но и как демонстрационный объект для показа возможностей и преимуществ атомной энергетики, надёжности и безопасности работы АЭС. В ноябре 1965 в г. Мелекессе Ульяновской области вступила в строй АЭС с водо-водяным реактором (См. Водо-водяной реактор) «кипящего» типа мощностью 50 Мвт, реактор собран по одноконтурной схеме, облегчающей компоновку станции. В декабре 1969 был пущен второй блок Нововоронежской АЭС (350 Мвт).

За рубежом первая АЭС промышленного назначения мощностью 46 Мвт была введена в эксплуатацию в 1956 в Колдер-Холле (Англия).Через год вступила в строй АЭС мощностью 60 Мвт в Шиппингпорте (США).

Принципиальная схема АЭС с ядерным реактором, имеющим водяное охлаждение, приведена на рис. 2. Тепло, выделяющееся в активной зоне (См. Активная зона) реактора 1, отбирается водой (теплоносителем (См. Теплоноситель)) 1-го контура, которая прокачивается через реактор циркуляционным насосом 2. Нагретая вода из реактора поступает в теплообменник (парогенератор) 3, где передаёт тепло, полученное в реакторе, воде 2-го контура. Вода 2-го контура испаряется в парогенераторе, и образующийся пар поступает в турбину 4.

Наиболее часто на АЭС применяются 4 типа реакторов на тепловых нейтронах: 1) водо-водяные с обычной водой в качестве замедлителя и теплоносителя; 2) графито-водные с водяным теплоносителем и графитовым замедлителем; 3) тяжеловодные с водяным теплоносителем и тяжёлой водой в качестве замедлителя; 4) графито-газовые с газовым теплоносителем и графитовым замедлителем.

Выбор преимущественно применяемого типа реактора определяется главным образом накопленным опытом в реакторостроении, а также наличием необходимого промышленного оборудования, сырьевых запасов и т. д. В СССР строят главным образом графито-водные и водо-водяные реакторы. На АЭС США наибольшее распространение получили водо-водяные реакторы. Графито-газовые реакторы применяются в Англии. В атомной энергетике Канады преобладают АЭС с тяжеловодными реакторами.

В зависимости от вида и агрегатного состояния теплоносителя создаётся тот или иной термодинамический цикл АЭС. Выбор верхней температурной границы термодинамического цикла определяется максимально допустимой температурой оболочек тепловыделяющих элементов (См. Тепловыделяющий элемент) (ТВЭЛ), содержащих ядерное горючее, допустимой температурой собственно ядерного горючего, а также свойствами тенлоносителя, принятого для данного типа реактора. На АЭС, тепловой реактор которой охлаждается водой, обычно пользуются низкотемпературными паровыми циклами. Реакторы с газовым теплоносителем позволяют применять относительно более экономичные циклы водяного пара с повышенными начальными давлением и температурой. Тепловая схема АЭС в этих двух случаях выполняется 2-контурной: в 1-м контуре циркулирует теплоноситель, 2-й контур — пароводяной. При реакторах с кипящим водяным или высокотемпературным газовым теплоносителем возможна одноконтурная тепловая АЭС. В кипящих реакторах вода кипит в активной зоне, полученная пароводяная смесь сепарируется, и насыщенный пар направляется или непосредственно в турбину, или предварительно возвращается в активную зону для перегрева (рис. 3). В высокотемпературных графито-газовых реакторах возможно применение обычного газотурбинного цикла. Реактор в этом случае выполняет роль камеры сгорания.

При работе реактора концентрация делящихся изотопов в ядерном топливе постепенно уменьшается, т. е. ТВЭЛы выгорают. Поэтому со временем их заменяют свежими. Ядерное горючее перезагружают с помощью механизмов и приспособлений с дистанционным управлением. Отработавшие ТВЭЛы переносят в бассейн выдержки, а затем направляют на переработку.

К реактору и обслуживающим его системам относятся: собственно реактор с биологической защитой (См. Биологическая защита), Теплообменники, Насосы или газодувные установки, осуществляющие циркуляцию теплоносителя; трубопроводы и арматура циркуляционного контура; устройства для перезагрузки ядерного горючего; системы спец. вентиляции, аварийного расхолаживания и др. В зависимости от конструктивного исполнения реакторы имеют отличительные особенности: в корпусных реакторах (См. Корпусной реактор) ТВЭЛы и замедлитель расположены внутри корпуса, несущего полное давление теплоносителя; в канальных реакторах (См. Канальный реактор) ТВЭЛы, охлаждаемые теплоносителем, устанавливаются в специальных трубах-каналах, пронизывающих замедлитель, заключённый в тонкостенный кожух. Такие реакторы применяются в СССР (Сибирская, Белоярская АЭС и др.).

Для предохранения персонала АЭС от радиационного облучения реактор окружают биологической защитой, основным материалом для которой служат бетон, вода, серпентиновый песок. Оборудование реакторного контура должно быть полностью герметичным. Предусматривается система контроля мест возможной утечки теплоносителя, принимают меры, чтобы появление неплотностей и разрывов контура не приводило к радиоактивным выбросам и загрязнению помещений АЭС и окружающей местности. Оборудование реакторного контура обычно устанавливают в герметичных боксах, которые отделены от остальных помещений АЭС биологической защитой и при работе реактора не обслуживаются. Радиоактивный воздух и небольшое количество паров теплоносителя, обусловленное наличием протечек из контура, удаляют из необслуживаемых помещений АЭС специальной системой вентиляции, в которой для исключения возможности загрязнения атмосферы предусмотрены очистные фильтры и газгольдеры выдержки. За выполнением правил радиационной безопасности персоналом АЭС следит служба дозиметрического контроля.

При авариях в системе охлаждения реактора для исключения перегрева и нарушения герметичности оболочек ТВЭЛов предусматривают быстрое (в течение несколько секунд) глушение ядерной реакции; аварийная система расхолаживания имеет автономные источники питания.

Наличие биологические защиты, систем специальной вентиляции и аварийного расхолаживания и службы дозиметрического контроля позволяет полностью обезопасить обслуживающий персонал АЭС от вредных воздействий радиоактивного облучения.

Оборудование машинного зала АЭС аналогично оборудованию машинного зала ТЭС. Отличительная особенность большинства АЭС — использование пара сравнительно низких параметров, насыщенного или слабоперегретого.

При этом для исключения эрозионного повреждения лопаток последних ступеней турбины частицами влаги, содержащейся в пару, в турбине устанавливают сепарирующие устройства. Иногда необходимо применение выносных сепараторов и промежуточных перегревателей пара. В связи с тем что теплоноситель и содержащиеся в нём примеси при прохождении через активную зону реактора активируются, конструктивное решение оборудования машинного зала и системы охлаждения конденсатора турбины одноконтурных АЭС должно полностью исключать возможность утечки теплоносителя. На двухконтурных АЭС с высокими параметрами пара подобные требования к оборудованию машинного зала не предъявляются.

В число специфичных требований к компоновке оборудования АЭС входят: минимально возможная протяжённость коммуникаций, связанных с радиоактивными средами, повышенная жёсткость фундаментов и несущих конструкций реактора, надёжная организация вентиляции помещений. На рис. показан разрез главного корпуса Белоярской АЭС с канальным графито-водным реактором. В реакторном зале размещены: реактор с биологической защитой, запасные ТВЭЛы и аппаратура контроля. АЭС скомпонована по блочному принципу реактор — турбина. В машинном зале расположены турбогецераторы и обслуживающие их системы. Между машинным и реакторным залами размещены вспомогательное оборудование и системы управления станцией.

Экономичность АЭС определяется её основными техническими показателями: единичная мощность реактора, кпд, энергонапряжённость активной зоны, глубина выгорания ядерного горючего, коэффициент использования установленной мощности АЭС за год. С ростом мощности АЭС удельные капиталовложения в неё (стоимость установленного квт) снижаются более резко, чем это имеет место для ТЭС. В этом главная причина стремления к сооружению крупных АЭС с большой единичной мощностью блоков. Для экономики АЭС характерно, что доля топливной составляющей в себестоимости вырабатываемой электроэнергии 30—40% (на ТЭС 60—70%). Поэтому крупные АЭС наиболее распространены в промышленно развитых районах с ограниченными запасами обычного топлива, а АЭС небольшой мощности — в труднодоступных или отдалённых районах, например АЭС в пос. Билибино (Якутская АССР) с электрической мощностью типового блока 12 Мвт. Часть тепловой мощности реактора этой АЭС (29 Мвт) расходуется на теплоснабжение. Наряду с выработкой электроэнергии АЭС используются также для опреснения морской воды. Так, Шевченковская АЭС (Казахская ССР) электрической мощностью 150 Мвт рассчитана на опреснение (методом дистилляции) за сутки до 150 000 т воды из Каспийского моря.

В большинстве промышленно развитых стран (СССР, США, Англия, Франция, Канада, ФРГ, Япония, ГДР и др.) по прогнозам мощность действующих и строящихся АЭС к 1980 будет доведена до десятков Гвт. По данным Международного атомного агентства ООН, опубликованным в 1967, установленная мощность всех АЭС в мире к 1980 достигнет 300 Гвт.

В Советском Союзе осуществляется широкая программа ввода в строй крупных энергетических блоков (до 1000 Мвт) с реакторами на тепловых нейтронах. В 1948—49 были начаты работы по реакторам на быстрых нейтронах для промышленных АЭС. Физические особенности таких реакторов позволяют осуществить расширенное воспроизводство ядерного горючего (коэффициент воспроизводства от 1,3 до 1,7), что даёт возможность использовать не только 235U, но и сырьевые материалы 238U и 232Th. Кроме того, реакторы на быстрых нейтронах не содержат замедлителя, имеют сравнительно малые размеры и большую загрузку. Этим и объясняется стремление к интенсивному развитию быстрых реакторов в СССР. Для исследований по быстрым реакторам были последовательно сооружены экспериментальные и опытные реакторы БР-1, БР-2, БР-З, БР-5, БФС. Полученный опыт обусловил переход от исследований модельных установок к проектированию и сооружению промышленных АЭС на быстрых нейтронах (БН-350) в г. Шевченко и (БН-600) на Белоярской АЭС. Ведутся исследования реакторов для мощных АЭС, например в г. Мелекессе построен опытный реактор БОР-60.

Крупные АЭС сооружаются и в ряде развивающихся стран (Индия, Пакистан и др.).

На 3-й Международной научно-технической конференции по мирному использованию атомной энергии (1964, Женева) было отмечено, что широкое освоение ядерной энергии стало ключевой проблемой для большинства стран. Состоявшаяся в Москве в августе 1968 7-я Мировая энергетическая конференция (МИРЭК-VII) подтвердила актуальность проблем выбора направления развития ядерной энергетики на следующем этапе (условно 1980—2000), когда АЭС станет одним из основных производителей электроэнергии.

Лит.: Некоторые вопросы ядерной энергетики. Сб. ст., под ред. М. А. Стыриковича, М., 1959; Канаев А. А., Атомные энергетические установки, Л., 1961; Калафати Д. Д., Термодинамические циклы атомных электростанций, М.—Л., 1963; 10 лет Первой в мире атомной электростанции СССР. [Сб. ст.], М., 1964; Советская атомная наука и техника. [Сборник], М., 1967; Петросьянц А. М., Атомная энергетика наших дней, М., 1968.

С. П. Кузнецов.

Рис. 2. Принципиальная схема АЭС: 1 — ядерный реактор; 2 — циркуляционный насос; 3 — теплообменник; 4 — турбина; 5 — генератор электрического тока.

Рис. 3. Принципиальная тепловая схема АЭС с ядерным перегревом пара (2-й блок Белоярской АЭС): 1 — реактор; 2 — испарительный канал; 3 — пароперегревательный канал; 4 — барабан-сепаратор; 5 — циркуляционный насос; 6 — деаэратор; 7 — турбина; 8 — конденсатор; 9 — конденсатный насос; 10 — регенеративный подогреватель низкого давления; 11 — питательный насос; 12 — регенеративные подогреватели высокого давления; 13 — генератор электрического тока.

Рис. 1. Атомная электростанция АН СССР. в г. Обнинске Калужской обл.

Расположение основных объектов станции: 1 — главный корпус; 2 — служебный корпус; 3 — химводоочистка; 4 — газгольдерная; 5 — спецводоочистка.

Разрез главного корпуса станции: 1 — реактор;2 — запасные ТВЭЛы; 3 — сепаратор; 4 — деаэратор; 5 — пульт управления; 6 — машинный зал; 7 — мостовой кран; 8 — главный циркуляционный насос; 9 — водоподогреватель; 10 — кран перегрузки ТВЭЛов; 11 — вытяжная вентиляция; 12 — воздухозаборняк приточной вентиляции.

dic.academic.ru

Главная схема атомной электрической станции

Требования к главным схемам электрических соединений АЭС сформулированы в [11].

Схемы присоединения к энергосистеме должны обеспечивать в нормальных исходных режимах на всех стадиях сооружения АЭС выдачу полной введенной мощности и сохранение устойчивости ее работы в энергосистеме без воздействия системной противоаварийной автоматики при отключении любой отходящей линии электропередачи или автотрансформатора связи.

В ремонтных режимах, а также при отказах выключателей главной схемы и устройств релейной защиты, устойчивость работы АЭС в энергосистеме должна обеспечиваться действием противоаварийной системной автоматики на разгрузку станция.

Как уже отмечалось, АЭС является, по сути, конденсационной электростанцией с дополнительным циклом, относящимся к ядерному реактору. В связи с этим главная схема АЭС аналогична главной схеме КЭС. Отличие состоит в большем разнообразии видов блоков – на АЭС используются не только моноблоки, но и более сложные блочные схемы. Это объясняется двумя причинами. Во-первых, имеются блоки АЭС достаточно большой мощностью – РБМК-1000 МВт и ВВЭР-1000 МВт на существующих АЭС и ВВЭР-1200 МВт на строящихся. Во-вторых, на некоторых АЭС один реактор обслуживается двумя генераторами – ВВЭР-440 (2х220 МВт) и РБМК-1000 (2х500 МВт), или даже тремя генераторами – БН-600 (3х200 МВт).

Главная схема АЭС с реакторами ВВЭР-440 имеет объединенные блоки – два генератора ТВВ-220 и два трансформатора ТЦ-250 – рис. 9.10.

Главная схема блоков ВВЭР-1000 и ВВЭР-1200 имеет отличительную особенность – имеется 6-фазный генератор, подключенный к расщепленному повышающему трансформатору. На рис. 9.11 показана главная схема проекта Ленинградской АЭС-2.

Рис. 9.10. Главная схема Кольской АЭС

Рис. 9.11. Главная схема проекта Ленинградской АЭС-2

Главная схема АЭС с реакторами РБМК-1000 содержит укрупненные блоки – два генератора ТВВ-500 и расщеплённые трансформаторы. При этом в связи с большими перетоками мощности используется группа из трёх однофазных трансформаторов ОРЦ-417. На схемах показывается один однофазный трансформатор, т. к. схема однолинейная. Главная схема АЭС с реакторами РБМК-1000 показана на рис. 9.12 на примере Ленинградской АЭС.

Рис. 9.12. Главная схема действующей Ленинградской АЭС-1

Главная схема АЭС с реакторами БН-600 изображена с учётом того, что один реактор обслуживается тремя генераторами – рис. 9.13.

Рис. 9.13. Главная схема Белоярской АЭС

Схема - атомная электростанция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Схема - атомная электростанция

Cтраница 1

Схема атомной электростанции в принципе очень проста: атомный ( урановый) котел, охлаждаемый водой, нагреваясь в процессе его работы, превращает эту воду в пар; последний поступает в турбину, соединенную с генератором электрического тока. Атомная электростанция, равная по мощности Днепрогэсу, потребует расхода в год ( с учетом пока еще малого коэффициента полезного действия таких станций - 25 %) все же не более 300 кг урана. [1]

Схема атомной электростанции в принципе очень проста: атомный ( урановый) котел в процессе его работы выделяет громадное количество тепла. Подходящие теплоносители ( пар под давлением, углекислый газ, водород, гелий, жидкий натрий) забирают это тепло и в теплообменниках ( парогенераторах) передают его воде, превращая ее в пар. [2]

Принципиально схема атомной электростанции ничем не отличается от традиционной тепловой. Только вместо превращающего воду в пар котла, в топке которого сгорают нефть, газ или уголь, котел атомной электростанции нагревает воду за счет энергии, добытой из атомного ядра. Преимущества такого котла очевидны - ведь в одном грамме урана содержится столько же энергии, сколько в целом железнодорожном составе каменного угля. Не нужно думать каждодневно о доставке топлива, о тысячах и миллионах тонн золы, о загрязнении воздушного океана продуктами сгорания органического топлива. [3]

В схему атомных электростанций могут быть включены котлоаг-регаты-перегреватели пара, поступающего в турбину, работающие на органическом топливе. В таких котлах-перегревателях производится перегрев пара, который поступает из парогенератора атомной электростанции, а также частично и парообразование. [4]

Значительно упростится схема атомной электростанции и снизится стоимость 1 квт-ч электроэнергии при использовании термоэлектрических генераторов с использованием полупроводниковых элементов. [5]

При рассмотрении схемы атомной электростанции становится ясным, что принципиальное отличие ее от паротурбинной заключается в наличии реактора, служащего для получения ядерной ( атомной) энергии и превращения ее в тепловую. В остальной части атомная электростанция мало отличается от паротурбинной. [7]

Из рассмотрения схемы атомной электростанции видно, что принципиальное отличие ее от паротурбинной заключается в наличии реактора, служащего для получения атомной энергии и превращения ее в тепловую. В остальной части атомная электростанция мало отличается от паротурбинной. [9]

Ядерный реакто) V.22. Схема атомной электростанции. [11]

На рис. 1 - 12 была приведена схема атомной электростанции. [12]

В тепловых схемах двухкон-турных атомных электростанций применяются парогенераторы, выдающие насыщенный пар во второй контур; греющей средой в таком парогенераторе является теплоноситель первого контура ( вода или пароводяная смесь), имеющий более высокие давление и температуру. На рис. 16 - 6 приведены две схемы двухконтурных атомных электростанций. [14]

Если в качестве теплоносителя применяют жидкие металлы ( натрий, калий), которые бурно реагируют с водой, то осуществляют два промежуточных контура. Последние уменьшают опасность распространения радиоактивного металла в случае аварии установки. На рис. 20 - 3 изображена схема трехконтурной атомной электростанции, где / - реактор; 2 - первый промежуточный теплообменник; 3 - насос для перекачки теплоносителя; 4 - парогенератор, или второй теплообменник; 5 - насос для данного контура; 6 - турбогенератор; 7 - конденсатор; 8 - питательный насос; 9 - биологическая защита. [15]

Страницы: 1