Поглотители аварийных органов во время работы реактора находятся вне активной зоны и в случае появления аварийного сигнала вводятся в нее. Запас реактивности этих органов должен быть достаточен для надежного гашения цепной реакции. Компенсирующие органы при извлечении увеличивают реактивность, которая теряется в таких медленно протекающих процессах, как выгорание топлива и накопление продуктов деления Эти органы также компенсируют мощностные и температурные эффекты реактивности, возникающие при значительных изменениях мощности, например при пусках реактора.

Регулирующие органы используются для компенсации быстрых изменений реактивности и вывода реактора на требуемый уровень мощности. Следует отметить, что в некоторых типах реактора эти функции органов управления объединяются. Так, могут быть объединены функции компенсации и регулирования, а органы управления реакторов типа ВВЭР, как правило, выполняют все три функции.

Конструкции исполнительных органов могут быть самыми разнообразными и определяются конструкцией реактора. Они могут либо располагаться в «сухих» каналах, т. е. каналах, герметизированных относительно теплоносителя, либо перемещаться непосредственно в теплоносителе.

Устройство компенсирующей кассеты

Рис 6.2 Устройство компенсирующей кассеты

Охлаждение исполнительного органа, расположенного в среде теплоносителя, осуществляется последним, а исполнительные органы, размещаемые в сухих каналах, как правило, охлаждаются газом под небольшим давлением Обычно для этой цели применяется гелий или азот.

Конструктивно вытеснение топлива организуется следующим образом: топливная кассета имеет насадку, выполненную из поглощающего материала (рис. 6.2). При перемещении такой кассеты часть топлива выводится за пределы активной зоны и замещается поглотителем нейтронов. Основным недостатком такой конструкции является большая масса (200--300 кг) и, следовательно, большое тяговое усилие привода, необходимо для перемещения такого органа.

Применение стержней разнообразных сечений (рис. 6.3), располагаемых между топливными кассетами или внутри топливной кассеты с поглощающей насадкой приводит к ухудшению распределения нейтронного поля внутри объема реактора, так как в местах их расположения нейтронный поток резко спадает. Лучшие результаты дает применение так называемых кластеров, т. е. достаточно тонких поглощающих элементов, располагаемых внутри топливных кассет и перемещаемых одним приводом (рис. 6.4). В случае достаточно большого числа кассет с кластерами неравномерность нейтронного поля реактора получается существенно меньшей, чем в случае использования стержней управления другого типа той же эффективности.

Расположение стержней управления в топливных кассетах АЭС

Рис 6 3 Расположение стержней управления в топливных кассетах

а -- расположение поглощающего стержня между топливными кассетами шестигранного сечения, -- расположение поглощающего стержня между топливными кассетами квадратного сечения, в -- расположение поглощающего стержня внутри топливной кассеты, 1 -- топливные кассеты, 2 -- тепловыделяющие элементы. 3 -- поглощающие стержни

В реакторах типа ВВЭР-440 применяются исполнительные органы унифицированного типа, выполняющие все три функции и изготавливаемые в виде топливных кассет с насадкой из поглощающего материала. В реакторах ВВЭР-1000 для целей управления используются кластеры. Как в том, так и в другом случае органы регулирования объединяются в группы, причем имеется возможность перемещать их индивидуально и фиксированными группами. Как правило, имеется возможность формировать произвольную группу органов управления.

В реакторах с графитовым замедлителем исполнительные органы обычно располагаются в сухих каналах, проходящих через замедлитель.

Топливная кассета с кластером

Рис 6 4 Топливная кассета с кластером 1 -- топливная кассета, 2 -- тепловыделяющие элементы, 3 -- поглощающие стержни, 4 -- дистанционирующая решётка

Кроме изменения общей мощности реактора на исполнительные органы возлагается также задача выравнивания пространственного распределения поля энерговыделения. Как известно, неравномерность энерговыделения приводит к местным перегревам тепловыделяющих элементов, а также к неравномерному выгоранию топлива по активной зоне, сокращает кампанию реактора, ухудшает коэффициент использования топлива. Это снижает безопасность реактора, ухудшает его экономические показатели работы, что, конечно, недопустимо. В связи с этим и возникает упомянутая выше задача. Различают выравнивание поля по радиусу реактора, при котором добиваются, чтобы неравномерность тепловыделения всех сборок по радиусу реактора была минимальной, и выравнивание поля по высоте, при котором добиваются минимальной неравномерности тепловыделения па высоте реактора.

Выравнивание тепловыделения по сечению производится теми же органами, что и изменение общей мощности реактора. При этом органы, содержащие поглотитель, вводятся в те части сечения реактора, где наблюдается превышение тепловыделения над средним.

В реакторах типа ВВЭР наилучшее выравнивание поля по объему зоны достигается применением комбинированного метода--введением жидкого поглотителя (борной кислоты) и выведением за пределы активной зоны всех твердых поглотителей за исключением одной группы исполнительных органов, размещаемых, как правило, в центральной части зоны, т. е. там, где нейтронный поток максимален.

Выравнивание тепловыделения по высоте обычно производится с помощью укороченных стержней, длина поглощающей части которых составляет около 1/2 полной высоты активной зоны. При отсутствии перекосов поля по высоте, укороченные стержни находятся в крайнем верхнем положении (вне активной зоны).

Одной из основных причин неравномерности энерговыделения по высоте реактора являются пространственные колебания мощности, связанные с периодическим перераспределением по объему активной зоны концентрации 135Хе и наличием обратной связи между этой концентрацией и мощностью, -- так называемые ксеноновые колебания Вероятность этих колебаний возрастает с увеличением размеров реактора, а также в случае возмущений в распределении мощности. При снижении мощности реактора, например, на 50% (рис. 6.5,в) путем введения в активную зону стержней управляющей группы 2 происходит искажение поля 1. Для его компенсации в нижнюю часть зоны вводят группу укороченных стержней 3. При подъеме мощности до номинальной произойдет «выпучивание» поля энерговыделения в верхней части активной зоны, которое компенсируется перемещением стержней 3 вверх (рис 6 5,г). Процесс управления завершается полным извлечением всех стержней за пределы активной зоны.

Конструкция исполнительных органов и их приводов должна удовлетворять требованиям ядерной безопасности, т. е. исключать возможность неконтролируемого разгона реактора. Все органы должны иметь указатели положения и конечные выключатели. Должна быть исключена возможность ввода положительной реактивности с помощью регулирующих или компенсирующих органов, если органы аварийной защиты не взведены (не находятся в верхнем положении). Скорость введения положительной реактивности исполнительным органом при его движении с максимальной скоростью не должна превышать 0,07 р с-1 (р-- доля запаздывающих нейтронов, см. § 3 2). Если эффективность исполнительного органа превышает 0,7 р, то при ручном управлении им введение дополнительной реактивности должно 'быть шаговым с весом шага не более 0,3 р Шаговое движение означает, что при повороте ключа управления в положение «вверх» движение будет продолжаться только ограниченное время, после чего исполнительный орган автоматически остановится. Дальнейшее движение вверх может начаться только после того как оператор возвратит ключ в нейтральное положение, а затем снова повернет его в положение «вверх» Шаговое движение уменьшает вероятность ввода избыточной положительной реактивности из-за неправильных действий оператора.

При наличии в реакторе разнородных исполнительных органов должно быть организовано взаимодействие между регулирующими органами Наиболее просто такое взаимодействие реализуется с помощью путевых выключателей (рис. 6 1). Если в процессе работы (например, компенсации эффектов выгорания) регулирующий орган достигает верхнего путевого выключателя, ВПВ включает компенсирующий орган на движение вверх. Это вызывает небольшое увеличение мощности, которое воспринимается регулятором и заставляет двигаться регулирующий орган вниз. При достижении регулирующим органом среднего путевого выключателя СПВ движение компенсирующего органа прекращается. При достижении регулирующим органом НПВ операции производятся в обратном порядке. Таким образом, регулирующий орган все время находится в зоне наибольшей эффективности.

В современных реакторах типа ВВЭР все исполнительные органы реактора унифицированы, т. е. выполняют все три функции управление одновременно. Поэтому там не возникает задачи взаимодействия различного типа исполнительных механизмов. Однако в этом случае возникает задача автоматической передачи управления от одной группы исполнительных механизмов к другой.

9. Аварийная защита

Из всех функций АСУ ТП на атомной электростанции наиболее ответственной является аварийная защита реактора (АЗ), так как ее действиями при аварийных ситуациях определяется ядерная безопасность АЭС. Одним из главных требований, предъявляемых к системе аварийной защиты, является надежный контроль основных физических и технологических параметров системы и скоростей их изменения. Аварийная защита реактора должна осуществлять автоматическое снижение мощности или полный останов реактора каждый раз, когда контролируемые параметры в ядерной энергетической установке достигают установленных пределов.

Кроме контроля нейтронной мощности и скорости ее изменения необходимо контролировать такие технологические параметры ядерной энергетической установки, как расход, температура теплоносителя в активной зоне, давление в контуре. Такой контроль также обеспечивает безопасность энергетической установки. Например, резкое уменьшение расхода теплоносителя при отключении главных циркуляционных насосов вызывает рост температуры теплоносителя и может привести к пережогу твэла. К пережогу твэла может привести и снижение давления в первом контуре, связанное с неисправностью компенсатора объема, так как при этом может начаться интенсивное кипение в активной зоне и возникнуть кризис теплообмена. В некоторых ситуациях, например при выходе из строй всех или большинства ГЦН, нельзя ожидать сигнала превышения температуры теплоносителя, так как в момент появления такого сигнала оболочки в действительности могут уже разрушиться. Поэтому кроме защит по превышению контролируемых параметров существуют защиты реактора, срабатывающие по сигналам об отказах технологического оборудования (останов нескольких ГЦН, турбин, питательных насосов, течи в контуре и т. п.).

Действие аварийной защиты реактора осуществляется соответствующим движением исполнительных органов. Обычно это движение происходит с различными скоростями в зависимости от ситуации. В некоторых случаях действие АЗ проявляется только в запрете на движение исполнительных органов вверх. На первых этапах развития атомной энергетики преобладало мнение о необходимости экстренного останова реактора при любых, даже незначительных отказах технологического оборудования. Однако по мере накопления опыта проектирования, расчетов и эксплуатации атомных энергоблоков требования к количеству аварийных сигналов и к скорости останова блоков смягчались. Поэтому в составе аварийной защиты реактора кроме быстродействующей АЗ появились более слабые защиты, позволяющие медленно снижать мощность реактора или запрещать увеличение мощности. Введение таких защит позволяет более экономично эксплуатировать энергоблок, обеспечивая лишь частичное снижение мощности реактора при аварийной ситуации.

Одним из основных требований по обеспечению безопасности работы реактора является требование обеспечения аварийной защиты по сигналам нейтронной мощности реактора и скорости ее изменения на любом уровне мощности реактора, начиная с МКУ.

В ядерном энергетическом реакторе, работающем на низких уровнях мощности (в диапазоне источника, промежуточном диапазоне), необходимо контролировать плотность нейтронного потока, чтобы не произошло неуправляемого разгона за счет увеличения коэффициента размножения реактора больше единицы. В энергетическом диапазоне контроль и аварийная защита реактора осуществляются по нейтронному потоку, поскольку возрастание мощности даже с большим периодом (50 с и более) может быстро привести к росту мощности на 20--50% выше номинала, что опасно для реактора.

При выборе сигналов, необходимых для организации надежной защиты энергетического реактора, нужно руководствоваться принципом прямого измерения таких параметров, которые несут максимальную и достоверную информацию о состоянии всей активной зоны или ее ответственных элементов. Иначе говоря, входные сигналы системы защиты должны формироваться непосредственно из сигналов, являющихся результатом прямого измерения параметров. Например, эффективным и оперативным средством для измерения реактивности является реактиметр, однако более надежной является приближенная оценка реактивности по величине периода (см. §5.3). Но есть параметры, которые определяются косвенным путем К таким параметрам относится тепловая мощность реактора (см §75).

Наряду с выбором контролируемых технологических параметров, их предельных диапазонов и защитных средств воздействия необходимо обеспечить надежность каналов защиты Под каналом защиты подразумеваются устройства, необходимые для выработки сигнала, вызывающего защитное действие в случаях выхода какого-либо параметра из заданного диапазона.

Для увеличения надежности аварийная защита реактора должна проектироваться с избыточностью каналов защиты. Для уменьшения числа ложных срабатываний АЗ исполнительные органы аварийной защиты должны срабатывать при совпадении «т из п» сигналов (см. §\4 3)

Аварийная защита реактора должна строиться так, чтобы любое единичное повреждение в ней не нарушало ее защитных функций.

При создании аварийной защиты реактора нужно учитывать, что аварийная защита должна быть в такой мере отделена от устройств контроля и регулирования, чтобы повреждение и вывод из работы любого элемента этих устройств не влияли на способность аварийной защиты выполнять ее защитные функции.

Аварийная защита должна быть спроектирована так, чтобы в ней была предусмотрена быстродействующая аварийная защита, действие которой при возникновении аварийной ситуации доводится до конца (АЗ-1 для реакторов типа ВВЭР), и медленно действующая защита, действие которой прекращается после снятия аварийного сигнала.

Система аварийной защиты должна иметь не менее двух независимых групп исполнительных органов.

Количество, расположение, эффективность и скорость введения исполнительных органов аварийной защиты должны быть выбраны так, чтобы при любых аварийных режимах исполнительные органы АЗ без одного наиболее эффективного органа обеспечивали скорость аварийного снижения мощности реактора, достаточную для предотвращения повреждения тепловыделяющих элементов сверх допустимых пределов, приведение реактора в подкритическое состояние и поддержание его в этом состоянии.

При появлении аварийного сигнала исполнительные органы аварийной защиты должны приводиться в действие из любого промежуточного положения.

Для повышения надежности аварийной защиты предусматриваются средства для проверки работоспособности всех цепей прохождения аварийных сигналов (от детекторов до исполнительных органов) в процессе работы на мощности без воздействия непосредственно на реактивность. Проверка детекторов может осуществляться различными путями, изменением контролируемого параметра, введением и изменением заменяющего сигнала той же природы, что и измеряемый параметр. Возможность испытания устройств аварийной защиты обеспечивается многоканальностью системы защиты путем последовательных проверок каждого канала.

Проверка прохождения аварийных сигналов в аварийной защите при работе на мощности не должна приводить к останову реактора. Любые блокировки устройств аварийной защиты из-за неисправности, наладки или вывода в ремонт допускаются только при наличии нескольких однотипных пo механизму срабатывания устройств с обязательной выдачей сигналов об отключении канала на блочный щит управления.

10. Парогенератор. Требования к ПГ. Составные части ПГ

Основные требования к парогенераторам АЭС.

1 Схема парогенератора и конструкция его элементов должны обеспечить необходимую производительность и заданные параметры пара при любых режимах работы АЭС. Выполнение этого требования предусматривает наиболее экономичную работу станции как при нормальной, так и при переменных нагрузках.

2 Единичная мощность парогенератора должна быть максимально возможной при заданных условиях. Это требование связано с улучшением технико-экономических показателей при укрупнении мощности единичного агрегата.

3 Все элементы парогенератора должны обладать безусловной надежностью и абсолютной безопасностью. Поверхность теплообмена в парогенераторах выполняется из большого числа труб малого диаметра, т. е. в ней сосредоточивается большое число соединений труб первого радиоактивного контура. В связи с этим надежность работы АЭС в значительной степени определяется надежностью работы парогенератора. Необходимо правильно решать вопросы радиационной защиты и обеспечивать прочность всех элементов конструкции.

4 Соединения элементов и деталей парогенератора должны обеспечивать плотность, исключающую возможность перетечек из одного контура в другой. Сколько-нибудь существенное попадание теплоносителя в рабочее тело недопустимо, так как паротурбинный контур не имеет биологической защиты. Проникновение рабочего тела в первый контур приведет к повышению радиоактивности теплоносителя и отложению радиоактивных продуктов коррозии и первом контуре. Наиболее опасны отложения продуктов коррозии на твэлах. В этом случае может произойти резкое уменьшение теплоотвода.

5. парогенератора должен вырабатывать пар необходимой чистоты, что обеспечит надежность высокотемпературных пароперегревателей, а также надежную и экономичную работу турбины.

6. Конструкция элементов парогенератора должна быть проста и компактна, должна обеспечивать удобство монтажа и эксплуатации, возможность обнаружения и ликвидации повреждений, возможность полного дренирования.

7. Схема и конструкция парогенератора должны обеспечить высокие технико-экономические показатели. При проектировании парогенератора бывают заданными вид и параметры теплоносителя и рабочего тела на входе и выходе. Поэтому особое значение для получения оптимальных технико-экономических показателей парогенератора имеет правильный выбор его конструкционной схемы, материалов, размеров элементов поверхностей теплообмена, скоростей теплоносителя и рабочего тела. Необходимо принимать меры для снижения потерь в окружающую среду.

Теплообменные аппараты по способу передачи тепла (принципу действия) делятся на две группы: смешивающие и поверхностные. В первых передача тепла осуществляется при смешении теплоносителя и рабочего тела в одном объеме, без поверхности теплообмена. Очевидно, что такой теплообменник наиболее эффективен и прост. Однако принцип смешения противоречит основным требованиям к парогенераторам АЭС. Поверхностные теплообменники, в свою очередь разделяются на регенеративные и рекуперативные. В теплообменниках регенеративного типа теплоноситель и рабочее тело попеременно проходят через теплопередающую поверхность. Во время движения горячего теплоносителя поверхность аккумулирует тепло, которое затем отдается рабочему телу во время его прохода через данную поверхность. Регенеративный тип теплообменника, очевидно, неприменим в парогенераторах, так как невозможно достичь абсолютной плотности контуров и предотвратить переток теплоносителя и рабочего тела из одного контура в другой. В рекуперативных теплообменниках (рис. 1.9) обе среды одновременно проходят через поверхность нагрева, а тепло от первичного теплоносителя передается рабочему телу через разделяющую их стенку. Такой принцип действия теплообменника дает возможность разработать теплообменный аппарат в соответствии со всеми требованиями, предъявляемыми к парогенераторам АЭС. Следует оговорить, что обоснование типа теплообменника проведено исходя из существующей в настоящее время технологической схемы производства рабочего пара на двухконтурных АЭС.

Конкретные конструкции теплообменников различаются конфигурацией поверхности теплообмена и схемой омывания ее теплоносителем и рабочим телом, конструкцией корпуса, типом камер и т. д. Конструкционное оформление теплообменников -- парогенераторов АЭС -- во многом определяется параметрами и свойствами теплоносителей первого контура.

13. Парогенератор Na-H2O

Имеется большое разнообразие типов ПГ для быстрых реакторов: с естественной, многократно принудительной циркуляцией, прямоточные, с различными конфигурациями теплообменных труб (прямыми, U-образными, спиральными, L-образными, трубками Фильда), выполненными из разных конструкционных материалов (рис. 11.5).

В СССР и за рубежом основным видом жидкометаллического теплоносителя является натрий (Na). Особенностью таких ПГ является работа их на высоких параметрах пара (давление 14-- 16 МПа, температура перегретого пара 500--520 °С) и при значительных удельных тепловых нагрузках. При нарушении плотности ПГ происходит бурное взаимодействие воды с натрием (вплоть до взрыва).

По своему конструктивному оформлению ПГ с Na-теплоносителем подразделяются на корпусные и секционные (модульные).

Корпусной ПГ устанавливается один на реакторную петлю и может включать в себя все элементы парогенерирующей установки -- экономайзер, испаритель, пароперегреватель. Такой ПГ называется однокорпусным интегральным. Расположение вышеуказанных поверхностей в отдельных корпусах приводит к двух- или трехкорпусным конструкциям. Секционные ПГ характеризуются наличием отдельных параллельно включенных секций -- модулей. Отдельные секции -- модули могут отключаться при работе других секций -- в этом большое преимущество таких ПГ. При нарушении плотности в модуле и протекании реакции натрия с водой последствия этого взаимодействия не так ощутимы по сравнению с ПГ корпусного типа, где в реакции взаимодействия принимают участие большие массы натрия. Секционные ПГ просты в изготовлении, из секций можно смонтировать ПГ любой мощности, легко проверить основные теплогидравлические характеристики в стендовых условиях на заводе-изготовителе, удобны в транспортировке и возможно их серийное изготовление.

К недостаткам секционных ПГ можно отнести меньшую их компактность по сравнению с корпусными той же мощности, большие габариты и повышенную металлоемкость, большую стоимость и сложность (трубопроводы обвязки, арматура и др.), возможность неравномерного распределения расхода рабочей среды по параллельным элементам.

Насыщенный пар из барабана-сепаратора по трубам 2 поступает к раздаточным коллекторам пароперегревательных секций 7, и из собирающего коллектора 6 перегретый пар направляется в паропровод на турбину.

Натрий с температурой 453 °С поступает в раздающий коллектор 5 пароперегревателя, а оттуда -- в межтрубное пространство пароперегревательных секций 7, последовательно проходит в межтрубное пространство испарительных секций 9 и через собирающий коллектор 11 направляется в промежуточный теплообменник с температурой 273 °С.

Питательная вода с температурой 156°С поступает в барабан-сепаратор. Давление в барабане-сепараторе 5,5МПа. Давление пара после пароперегревателя 5 МПа, температура перегрева 435 °С.

Испарительные секции представляют собой кожухо-трубчатый теплообменник с диаметром корпуса 170 мм, в котором размещены 19 трубок диаметром 22X2,5 мм со средней длиной труб 3,4 м. Пароперегревательные секции аналогичны испарительным, но отличаются размерами труб (19 трубок диаметром 18X2,15 мм, длиной 6,9 м). При такой конструкции ПГ повышается его надежность.

Секционные парогенераторы с реактором БН-600 установлены на Белоярской АЭС. Каждая секция состоит из трех параллельно расположенных модулей: в центре -- испарительный, высотой 16,8 м, и первичного и промежуточного пароперегревателей. Парогенератор состоит из 60 таких секций. Испаритель и пароперегреватель выполнены из стали Х18Н9. Вода и пар движутся в трубах,, натрий -- в межтрубном пространстве.

В испарительной секции пар перегревается на 20--30 °С для исключения возможности заброса капель воды в пароперегреватель. В нижней части теплообменной поверхности имеются гибы труб для самокомпенсации различных температурных удлинений корпуса и труб.

Для защиты корпуса и трубных досок от колебаний температуры натрия, которые из-за высокой его теплопроводности легка передаются элементам конструкции, поток натрия отделен от корпуса кожухом, а от трубных досок -- системой вытеснителей 10 и теплоизолирующих прокладок 4. Все элементы пароперегревателей выполняются из аустенитных нержавеющих сталей, испаритель -- из хромомолибденовой стали.

14. Сепаратор

Степень осушки пара можно повысить при установке дополнительно к пароприемному щиту (пароприемному потолку) жалюзийного сепаратора. При проходе струй влажного пара по криволинейным каналам сепаратора влага отжимается к стенкам и в виде пленки или крупных капель стекает вниз и выпадает на зеркало испарения.

Рис. 13.2 Установка жалюзийного сепаратора (а) и предельные скорости пара перед жалюзийным сепаратором (б)

Жалюзийный сепаратор надежно работает при определенных конструкционных характеристиках и соответствующих скоростях влажного пара. На рис. 13.2, а представлены схема установки сепаратора и его основные конструкционные характеристики. Скорость пара в сечении входа в сепаратор не должна превышать значений, получаемых по графику рис. 13.2, б. Высота парового объема от зеркала испарения до сепаратора должна быть не менее 400 мм (рекомендуется около 600). При повышенных содержаниях примесей в парогенераторной воде, а главным образом при чрезмерных нагрузках зеркала испарения, целесообразно применение внутрибарабанных циклов. Схема установки циклонных сепараторов в отдельном сепарационном барабане представлена на рис. 13.3, а.

Конструкция и профиль подводящего пароводяную смесь короба и входного патрубка обеспечивают ее тангенциальный подвод в корпус циклона. В циклоне осуществляется двухступенчатая сепарация. Первая -- центробежная -- эффективна при достаточно высоких скоростях входа -- примерно 5--10 м/с. Сущность ее заключается в том, что водяная фаза за счет центробежного эффекта отжимается к стенкам циклона и в виде пленки стекает в нижнюю часть и через кольцевой канал по периферии днища поступает в водяной объем барабана. В кольцевом канале устанавливаются лопатки, преобразующие вращательное движение воды в вертикальное, что обеспечивает спокойный выход воды из циклона. Уровень воды в циклоне имеет воронкообразную форму.

Вторая ступень сепарации -- осадительная. Устанавливаемый в верхней части циклона жалюзийный сепаратор обеспечивает равномерную нагрузку его парового объема. В качестве примера на рис. 13.3, ф представлена конструкция внутрибарабанного циклона одного типа и размера.

Для обеспечения лучшего эффекта осадительной сепарации скорости среды в паровом объёме должны быть возможно меньшими, Они находятся в зависимости от нагрузки циклона -- количества пароводяной среды, поступающей в пего. Ее целесообразные значения могут быть определены с помощью кривых, аналогичных изображенным на рис. 13.4. Внутрибарабанные циклоны--весьма эффективные сепарационные устройства, однако они существенно усложняют конструкцию ПГ, поэтому применительно к парогенератору АЭС с водо-водяными реакторами они перспективны для однокорпусных вертикальных: ПГ, где их применение позволяет получить требуемую влажность пара. В горизонтальных парогенераторов их применение дискуссионно деже для очень больших единичных производительностей парогенераторов.

Кроме внутрибарабанных циклонов в обычной тепловой энергетике применялись выносные циклоны большой единичной мощности. Принцип их работы не отличается от принципа работы внутрибарабанных циклонов. В паропроизводящих установках ядерной энергетики их применение сомнительно.

15. Компенсатор

Первый контур реакторов ВВЭР заполнен водой, находящейся при высокой (около 300° С) температуре. Для предотвращения ее закипания в контуре поддерживается высокое давление (у ВВЭР-440 12,5 МПа, у ВВЭР-1000 16 МПа). Из-за расширения воды при увеличении ее температуры давление в замкнутом контуре могло бы достичь недопустимых пределов. Во избежание этого в первом контуре устанавливается компенсатор объема (КО), представляющий собой для ВВЭР-440 вертикальный цилиндрический сосуд высотой 9,8 и диаметром 2,4 м (рис. 8.23). Нижняя часть КО заполнена водой при температуре, равной температуре насыщения при давлении в контуре (325 °С у ВВЭР-440 и 346 °С у ВВЭР-1000). Верхняя часть заполнена насыщенным паром. Водяная часть соединена с трубопроводом горячей нитки одной из петель. Для поддержания воды в КО в горячем состоянии и образования паровой подушки установлены электрические нагреватели 1, мощность которых может регулироваться. В стационарном режиме мощность нагревателя должна компенсировать потери теплоты в окружающую среду (через термоизоляцию компенсатора) и в контур (через водяную соединительную линию). При уменьшении температуры теплоносителя в контуре часть теплоносителя из КО переходит в контур, пар в КО расширяется и давление его падает. Для возвращения давления к прежнему значению необходимо увеличить мощность электронагревателей, что вызовет испарение части воды. При повышении температуры воды в контуре часть ее поступает в КО, сжимает пар и давление повышается. Для восстановления прежнего значения давления необходимо часть пара сконденсировать. При малых повышениях давления достаточно конденсации пара, в результате естественных потерь теплоты при отключенных нагревателях. При больших и быстрых повышениях давления для ускорения конденсации пара используется впрыск воды из холодной нитки через клапан 2. Подача воды осуществляется вследствие разности давлений в холодной и горячей нитках, определяемой гидравлическим сопротивлением активной зоны. Если повышение давления несмотря на впрыск продолжается, открывается клапан 3 на линии сброса, через который отводится некоторое количество пара и взвешенной в нем воды.

Первый контур не представляет собой полностью герметичную систему. Из него через различного рода неплотности происходят небольшие протечки воды. Кроме того, в контур может попадать некоторое количество воды через уплотнения ГЦН. Изменения массы воды в контуре при неизменной ее температуре также приводят к колебаниям уровня в КО. По технологическим соображениям колебания уровня ограничены. Его чрезмерное снижение может привести к оголению нагревателей и их пережогу, а повышение--к уменьшению объема пара в паровой подушке и связанному с этим увеличению колебаний давления при изменении температуры теплоносителя (при отсутствии регулирования увеличение давления при том же увеличении температуры воды контура обратно пропорционально объему паровой подушки).

Для компенсации протечек служат подпиточные насосы 11. В современных системах расход подпиточных насосов плавно не регулируется и величина подпитки меняется включением и отключением насосов.

Так как имеется несколько подпиточных насосов, можно регулировать величину подпитки ступенчато. Если масса воды в контуре растет (за счет протечек в уплотнениях ГЦН), то для поддержания постоянной массы необходимо слить часть теплоносителя, что осуществляется через сливной клапан 12.

Необходимость слить часть теплоносителя возникает и при пусках, когда теплоноситель в контуре разогревается (приблизительно на 250 °С) и сильно расширяется (на 30%). Расходы воды при этом больше, чем в предыдущем случае, и для пускового режима выделяется специальный клапан 15 большего диаметра, чем клапан 12.

Регулирование давления. Регулирование давления в КО осуществляется на нагреватели 1 и клапаны 2 и 3 (рис. 8.23). В первых реакторах стремились к максимальной точности поддержания давления, для чего создавались устройства плавного регулирования мощности нагревателей. Однако опыт эксплуатации таких систем показал, что достаточную точность можно получить, меняя мощность нагревателей дискретно, ступенями по несколько сотен киловатт, что упрощает систему и делает ее более надежной, причем для регулирования может быть выбран закон, при котором мощность нагревателей является жесткой функцией давления. Величина ступеней мощности и давление, при котором происходит включение следующей группы нагревателей, определяются из динамических расчетов с учетом реальной конструкции нагревателей.

16. Конструкция турбогенератора

генератор состоит из двух ключевых компонентов - статора и ротора. Но каждый из них содержит большое число систем и элементов. Ротор - вращающийся компонент генератора и на него воздействуют динамические механические нагрузки, а также электромагнитные и термические. Статор -- стационарный компонент турбогенератора, но он также подвержен воздействию существенных динамических нагрузок -- вибрационных и крутящих, а также электромагнитных, термических и высоковольтных. Первоначальный (возбуждающий) постоянный ток ротора генератора подается на него с возбудителя генератора. Обычно возбудитель соосно соединён упругой муфтой с валом генератора и является продолжением системы турбина-генератор-возбудитель. Хотя на крупных электрических станциях предусмотрено и резервное возбуждение ротора генератора. Такое возбуждение происходит от отдельно стоящего возбудителя. Такие возбудители постоянного тока приводятся в действие своим электродвигателем переменного трехфазного тока и включены как резерв в схему сразу нескольких турбоустановок. С возбудителя постоянный ток подается в ротор генератора посредством скользящего контакта через щётки и контактные кольца. Современные турбогенераторы используют тиристорные системы самовозбуждения.

В турбогенераторах с водородным охлаждением корпус герметичный и должен выдерживать гидравлическое испытание давлением воды, превышающим номинальное давление водорода в генераторе на 0,5 МПа, в течение 30 мин. Его торцевые шиты должны не только быть герметичными, но и иметь достаточную жесткость.

Машины мощностью 300 МВт и выше имеют разъемный корпус. Это обеспечивает транспортабельность статора при перевозке его по железным дорогам и лучшую технологичность при изготовлении. Например, статор турбогенератора ТВВ-1000-4 состоит из трех частей: одной центральной и двух концевых. В центральной части размещается сердечник с обмоткой, в концевых -- газоохладители и выводы статорной обмотки.

Сердечник турбогенераторов, гидрогенераторов и синхронных компенсаторов собирают из листов высоколегированной горячекатаной стали марок 1513, 1514 и холоднокатаной стали марки 3413 толщиной 0,5 мм. При мощности генераторов выше 100 МВт применяют холоднокатаную сталь, листы которой располагают так, чтобы направление магнитного потока в спинке сердечника совпадало с направлением прокатки стали. Из листов стали набирают пакеты, а из пакетов -- сегменты сердечника. Вентиляционные каналы между пакетами выполняют с помощью распорок (тавриков) из немагнитной стали.

По мере сборки сердечника его опрессовывают с созданием давления 1,0... 1,7 МПа. Окончательно опрессованный сердечник закрепляют нажимными кольцами из немагнитной стали и стяжными болтами, пропускаемыми за спинкой сердечника. Под нажимными кольцами устанавливают нажимные пальцы из немагнитной стали, создающие опрессовку крайних пакетов в зоне зубцов.

Ослабление опрессовки сердечника вызывает вибрацию листов активной стали, что может привести к повреждению изоляции между ними и появлению вихревых токов, создающих дополнительный нагрев стали. Вибрация листов стали в зубцовой зоне может вызвать износ изоляции стержней обмотки статора или поломку листов и прорезание изоляции отломившейся частью листа. Признаком ослабления опрессовки стали служит появление на поверхности спинки или в расточке сердечника налета ржавчины от контактной коррозии в месте соприкосновения вибрирующих листов.

Обмотки статора выполняют двухслойными, корзиночного типа. В каждый паз укладывают два стержня, принадлежащих двум разным секциям. В обмотках применяют непрерывную изоляцию прямого участка и лобовых частей стержня наложением микаленты, изготовляемой на основе асфальтового масляного лака. При изолировании стержень подвергают многократному компаундированию, заключающемуся в сушке его в вакууме при температуре 150... 160°С после наложения нескольких слоев микаленты, и последующей пропитке под давлением компаундом, состоящим почти из чистого битума. При сушке из изоляции стержней удаляют влагу, воздух и летучие составляющие лака, а при пропитке под давлением заполняют все поры, что препятствует проникновению в изоляцию влаги и воздуха.

Микалентная изоляция в прошлом была основным видом изоляции статорной обмотки турбо- и гидрогенераторов. Но с ростом единичных мощностей генераторов и увеличением удельных токовых нагрузок в обмотках в 1,5...2,0 раза стала сказываться ее недостаточная механическая прочность в нагретом состоянии. Поэтому сегодня для мощных генераторов применяют термореактивную изоляцию типа слюдотерм.

В термореактивной изоляции основным изолирующим материалом служит стекломикалента, изготовленная из лепестков слюды и подложки из стеклоткани. Связующим элементом служит искусственная термореактивная смола (чаще всего эпоксидная), затвердевающая при температуре 150... 160°С и не размягчающаяся при повторных нагреваниях. Термореактивная изоляция имеет лучшие электрические характеристики.

Механическая прочность новой изоляции значительно выше, что позволяет выполнять более плотную обтяжку стержней лентой. Для исключения вредного влияния ионизации между стержнем и пазом поверх изоляции стержни покрывают полупроводящей асбестовой лентой. На рис. 1 показаны сечения стержней статора и пазов ротора (рис. 2), предназначенных для различных систем их охлаждения.

Непосредственное охлаждение обмотки статора в генераторах серии ТГВ выполняют путем циркуляции водорода по трубкам из нержавеющей стали, уложенным между двумя рядами элементарных проводников стержня, а в генераторах серии ТВВ -- за счет циркуляции воды (дистиллята) по полым проводникам стержня, уложенным вперемежку со сплошными элементарными проводниками. Охлаждающую воду подают к стержням от кольцевого коллектора, расположенного чаще всего со стороны возбудителя (у турбогенераторов серии ТВВ-1000-4 -- рис. 3). Воду, прошедшую через стержни, отводят от коллектора, расположенного со стороны турбины. Все стержни по воде соединены параллельно.

Соединения между кольцеобразными коллекторами и наконечниками стержней выполнены с помощью фторопластовых шлангов, которые обеспечивают необходимый расход воды и изоляционный промежуток между токоведущими частями и заземленными коллекторами. В пазах стержни плотно закрепляют клиньями из гетинакса или волокнита.

В крупных генераторах мощностью 150 МВт и более соединения стержней выполняют твердым припоем ПСр-15 (15 % серебра). Твердая пайка обеспечивает хороший электрический контакт, даже если пропаялось только 15 % контактной поверхности.

Ротор крупного турбогенератора выполняется из цельной поковки хромоникельмолибденовой или хромоникельмолибденованадиевой стали, обладающей высокими механическими свойствами. Ротор турбогенератора меньшей мощности изготовляют из углеродистой стали повышенного качества.

Для укладки обмотки на бочке ротора протачивают пазы (см. рис. 2). По оси полюсов, где пазы отсутствуют, остаются большие зубцы. Жесткость ротора по оси зубцов значительно выше, чем по оси, перпендикулярной к ним. Для уменьшения вибрации ротора, возникающей из-за неодинаковой его жесткости, в больших зубцах фрезеруют продольные пазы, заполняемые магнитными клиньями (генераторы серии ТГВ), или поперечные пазы (генераторы серии ТВВ). Ротор турбогенератора (см. рис. 3) кроме воздействия центробежных сил испытывает большие напряжения от знакопеременных изгибающих сил, так как, несмотря на его вращение, он остается прогнутым вниз.

18. Арматура и трубопроводы

Ведение эксплуатационных режимов на станции невозможно без наличия арматуры. Назначение арматуры -- регулировать расход, температуру, давление потока, уровень среды, включать или отключать поток. Трубопроводная арматура по назначению подразделяется на запорную, регулирующую, дросселирующую, предохранительную, контрольную и защитную.

Запорная арматура служит для включения и отключения потока среды. В качестве запорной арматуры используются запорные задвижки, вентили, краны, клапаны.

Регулирующая и дросселирующая арматура предназначена для поддержания и изменения параметров среды. Сюда относятся редукционные установки, регулирующие и дроссельные клапаны и вентили, регуляторы уровня, конденсатоотводчики.

Предохранительная арматура -- предохранительные, обратные и взрывные клапаны, служат для защиты трубопроводов и сосудов от чрезмерного повышения давления и изменения направления потока. Контрольная арматура предназначена для контроля наличия или уровня среды. К ней относятся указатели уровня, опускные вентили и краны.

Защитная арматура служит для аварийного отключения агрегата или аппарата. Схемы основных типов арматуры представлены на рис. 19.2.

По виду привода в действие арматура подразделяется: с ручным или дистанционным управлением (ручной, электромагнитный, электрический, пневматический, паровой, гидравлический приводы) и управляемая автоматически сервоприводом, получающим импульс от изменения параметров среды.

Основными параметрами арматуры являются: условный диаметр прохода dy, мм -- это номинальный внутренний диаметр трубопровода, к которому подсоединяется арматура; рабочее давление р, МПа; условное давление среды ру, МПа, -- давление среды, соответствующее расчетному при стандартном изменении рабочих температур; пробное давление Рщ>, МПа, -- давление, при котором происходит гидравлическое испытание на прочность; пропускная способность G, т. е. объемный расход жидкости, м3/ч, с плотностью 1000 кг/м3, пропускаемый регулирующим органом при перепаде давления на нем 0,1 МПа.

Задвижки -- наиболее распространенный тип запорной арматуры. На АЭС они используются на трубопроводах с диаметром более 100 мм. Задвижки подразделяют на запорные, дроссельные и быстродействующие или отсечные (защитная арматура). Большим преимуществом задвижек является их малое гидравлическое сопротивление (коэффициент гидравлического сопротивления = 0,2-1,0).

Наиболее уникальными являются главные запорные задвижки (ГЗЗ), устанавливаемые на главных циркуляционных трубопроводах ВВЭР. На рис. 19.3 представлена конструкция ГЗЗ для реактора ВВЭР-1000, устанавливаемая на трубопроводе диаметром 850 мм. Высота задвижки около 5 м, масса 18 т, работает при р=16 МПа, Јг = 322°С. Двухстороннее уплотнение происходит за счет плотного прилегания затвора 1 к седлу 2. Сальниковое уплотнение обеспечивает отсутствие протечек радиоактивного теплоносителя. Фактически ГЗЗ -- это не просто арматура, а сложный агрегат. В гл. 10 указывалось, что назначение ГЗЗ -- отключать петлю реактора при работающих других петлях, поэтому на одну петлю устанавливают две -- на горячей и холодной нитке.

При отключении одной петли при работающих других петлях с помощью ГЗЗ может вызвать ряд негативных последствий. Так, при отключении и расхолаживании петли при работающих других петлях в районе подсоединения ГЗЗ к главному циркуляционному трубопроводу имеются сечения с высокими температурными перепадами. Это может вызвать чрезмерные температурные напряжения в металле и к появлению трещин. Кроме того, для больших мощностей единичной петли (для ВВЭР-1000 мощность петли 250 МВт) происходит неравномерное перемешивание теплоносителя от трех других петель при входе его в активную зону, что нарушает гидродинамику активной зоны. Поэтому на современных блоках с ВВЭР-1000 от установки ГЗЗ отказываются.

В качестве запорной арматуры широко применяются вентили и клапаны (рис. 19.4). Если в задвижке запорный орган -- диск или клин (см. поз. 1 рис. 19.3) -- перемещаются возвратно-поступательно перпендикулярно к оси потока рабочей среды, то в клапанах запорный орган 3 (рис. 19.4) перемещается возвратно-поступательно параллельно оси потока среды. В этой связи требуются большие усилия для закрытия и гидравлические сопротивления в 5--20 раз выше по сравнению с задвижками (коэффициент гидравлического сопротивления клапанов изменяется в пределах 5,5--16). Для облегчения открытия клапанов при большом перепаде давлений до и после клапана они могут выполняться с внутренней разгрузкой. Вначале поднимается меньшая разгрузочная тарелка клапана. Благодаря меньшей ее поверхности требуется меньшее усилие открытия по сравнению с большей тарелкой клапана. После выравнивания давления по обе стороны большой тарелки открытие клапана облегчается.

Вентили и клапаны устанавливаются на трубопроводах диаметром ло 100 мм. Запорная арматура выбирается по условному диаметру без предварительных гидродинамических расчетов. В качестве регулирующей арматуры для регулирования расхода и давления среды используются такие клапаны, но в отличие от запорных клапанов они имеют другой профиль седла и клапана. Регулирование расхода происходит за счет изменения проходного сечения. Наиболее распространены клапаны с плунжерным (игольчатым) регулирующим органом. Большое количество запорно-регулирующей арматуры устанавливается на подводящих коммуникациях к технологическим каналам реакторов РБМК.

Регулирующая арматура должна обеспечивать высокую точность поддержания заданных параметров регулирования и широкий диапазон регулирования, минимальный уровень шума. Для арматуры малых условных диаметров (до 100 мм) применяются односедельные плунжерные клапаны, для больших диаметров -- двухседельные клапаны (см. рис. 19.2). Седло и подвижная часть клапана (плунжер) должны выполняться из эрозионно-стойкого материала. Регулирующая арматура выбирается по пропускной способности.

В тепловой схеме АЭС широко используются обратные клапаны для предотвращения обратного движения рабочей среды. Обратные клапаны устанавливаются на напорных линиях насоса для предотвращения распространения давления напора на всасывающую линию (которая не рассчитана на напорное давление) при остановке насоса; на питательных магистралях для предотвращения опорожнения парообразующей установки при разрыве питательной магистрали; на линиях отборного пара на регенеративные подогреватели для предотвращения заброса воды в турбину при разрыве трубок ПВД или ПНД, на линиях подсоединения гидроемкостей САОЗ к реактору и на других трубопроводах.

Обратные клапаны относятся к самодействующей арматуре. Открытие клапана и удержание его в открытом состоянии происходит под действием динамического напора среды, а закрываются они в зависимости от конструкции под действием силы тяжести, пружины, рабочей среды при изменении направления ее движения.

19. Водно-химический режим ЯППУ

ЯЭУ имеет специфические особенности, которые необходимо учитывать при осуществлении водно-химических режимов;

для снижения скорости коррозии и выноса продуктов коррозии в теплоноситель необходимо во всех контурах стремиться к низкому содержанию в воде кислорода, хлоридов, фторидов, растворенных солей и газов и поддерживать оптимальное значение pH, которое для циркония составляет 6,5-8; для перлитных и аустенитных сталей 9-12.

Тип водно-химического режима для ЯЭУ выбирается в зависимости от состава материалов и условий работы контуров (давления, температуры, наличия и интенсивности ионизирующих излучений), типа системы очистки теплоносителя, использования технологических присадок, таких как борная кислота, азот и т. д.).

Число водно-химических режимов, используемых в ЯЭУ, достаточно велико, но все они могут быть разделены на две группы; бескоррекционные режимы, при которых в воду не вводятся никакие присадки; и коррекционные режимы, требующие введения в воду различного рода присадок для поддержания желательных значений pH, концентрации кислорода, изменения химического состава продуктов коррозии, скорости их выноса в воду и т. д.

20. Требования к воде первого контура

паропроизводящий теплоноситель реактор контур

Требования к воде первого контура. Водный режим ЯЭУ и требования к качеству воды зависят от установки (одноконтурная или двухконтурная), от типа ПГ (прямоточный, с естественной или многократно принудительной циркуляцией), от типа конструкционных материалов, от применяемого газа в компенсаторах объема и других факторов. Водный режим ЯЭУ должен обеспечить предотвращение различных видов местной коррозии, опасной скорости общей коррозии и отложений на поверхностях твэлов, трубной системы ПГ и проточных частей турбин. Выбирая тот или иной водно-химический режим, необходимо, кроме того, учитывать удобство и безопасность обслуживания, а также влияние на окружающую среду.

В первом контуре двухконтурных ЯЭУ с ВВР наблюдается лишь поверхностное кипение, которое не приводит к глубокому упариванию и, следовательно, концентрированию примесей воды. В районе интенсивного обогрева не могут образовываться какие- либо значительные мертвые застойные зоны, поэтому растворенные в воде примеси находятся в практически постоянных условиях по всему контуру, так что колебания их концентрации в объеме контура оказываются небольшими.

В двухконтурных ЯЭУ возможность отложений взвешенных веществ на твэлах и других поверхностях, омываемых теплоносителем, значительно меньше, чем в системах с развитым кипением, что снижает вероятность опасного повышения температуры поверхности твэлов и заметных сужений отдельных сечений каналов.

Оптимизация водного режима первого контура связана с рядом специфических факторов, к числу которых относится широко применяемое в реакторах с водой под давлением борное регулирование запаса реактивности. Введение непосредственно в теплоноситель борной кислоты приводит к резкому снижению pH среды и как следствие -- к необходимости некоторой коррекции водного режима путем подщелачивания. Содержание борной кислоты в теплоносителе по мере выгорания ядерного топлива снижается от 8--13 г/кг практически до нуля [34]. Так как концентрация корректирующих добавок едкой щелочи находится в тесной взаимосвязи с содержанием бора в контурной воде при лимитированном пределе изменения pH, то естественно, что должно быть обеспечено планомерное снижение суммарной концентрации щелочных ионов.