Газоохлаждаемые высокотемпературные реакторы - Перспективы развития реакторов

Глава 9
ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ВЫСОКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ГАЗООХЛАЖДАЕМЫХ РЕАКТОРОВ
Уже работающие в настоящее время реакторы типа HTR продемонстрировали ряд преимуществ, которые делают их конкурентоспособными в сравнении с другими реакторными системами.
В противоположность реакторам так называемого первого поколения (легководные реакторы, газоохлаждаемые, AGR и тяжеловодные реакторы) HTR обладают очень большими потенциальными возможностями дальнейшего развития. Общей предпосылкой для развития почти всех потенциальных возможностей этих реакторов является подъем температуры теплоносителя на выходе из активной зоны — условие, которое на сегодня уже частично выполняется. Ниже рассмотрены важнейшие пути развития реакторов HTR:

1. Использование газовой турбины с закрытым циклом.
2. Применение высокотемпературного тепла для технологических целей.
3. Внедрение быстрых газоохлаждаемых реакторов- размножителей.
4. Использование реакторов HTR в сочетании с МГД- генераторами.

§ 9.1. РЕАКТОРЫ HTR С ГАЗОВОЙ ТУРБИНОЙ

Включение газовой турбины непосредственно в закрытый циркуляционный контур полностью отвечает концепции высокотемпературных реакторов. Предпосылкой для этого является успех в разработке топлива за последние годы. Разработки газовых турбин ведутся в двух направлениях: создание реактивных двигателей самолетов и стационарных установок для привода различных машин. В реактивных двигателях газовые турбины длительное время работают при температуре более 1000° С.
Применительно к тепловым энергетическим установкам различают два типа циркуляционных контуров: открытый и закрытый. В первом из них рабочее тело засасывается снаружи компрессором низкого давления и покидает контур после срабатывания в турбине. Газовые турбины открытого цикла — относительно простые устройства; они работают чаще всего на воздухе и широко используются для покрытия пиковых нагрузок.
В закрытом контуре рабочее тело после срабатывания в турбине и охлаждения вновь направляется в компрессор низкого давления и, таким образом, постоянно находится в контуре.
Первое предположение относительно создания АЭС с замкнутым гелиевым циркуляционным контуром исходило от Акерта и Келлера и было опубликовано в середине 40-х годов [1].
По сравнению с паровым циклом закрытый цикл реактора HTR с газовой турбиной имеет значительные преимущества [2]. В то время как повышение к.п.д. установок с паровой турбиной при переходе на температуры свыше 600° С экономически нецелесообразно из-за увеличения стоимости установки, и прежде всего парогенератора, к. п. д. газовой турбины может быть существенно улучшен повышением температур. Рис. 9.1 показывает достижимый к. п. д. газовой турбины в зависимости от температуры газа. Газовые турбины экономически выгодны при температурах свыше 750° С. Другое преимущество газовых турбин — их меньшие габариты [4]. Оба эти фактора обеспечивают уменьшение стоимости электроэнергии, производимой на газотурбинных HTR, по сравнению с HTR с паровым циклом.
Другое, особенно важное для будущего преимущество газовых турбин — уменьшение втрое-вчетверо потребности в охлаждающей воде. Температура охлаждающей воды в гелиевом контуре может быть значительно выше, чем в конденсаторе парового цикла. Более того, охлаждающую воду при температуре свыше 100° С можно использовать для теплофикации.

Возможность применения воздушного охлаждения вместо жидкостного является важным преимуществом такой АЭС в смысле независимости от выбора места расположения [5].

Рис. 9.1. Зависимость расчетного к. п. д. газовой турбины η от температуры входящего газа Т [3]. (Исходные данные: нижняя температура цикла 20° С; соотношение температур в турбине 1,425; температура ротора 500° С; коэффициент использования теплообменника 0,9; два промежуточных охладителя; относительные потери давления 10%.)

Как уже упоминалось, в качестве рабочего тела газовых турбин раньше всего был использован воздух. Однако физические качества гелия лучше, как это видно из табл. 9.1 [6].
Удельная теплоемкость гелия в пять раз больше удельной теплоемкости воздуха. Поэтому при одинаковых температурных уровнях удельная работа, совершаемая в гелиевой турбине, в пять раз выше, чем в воздушной турбине.
Соотношение давлений π применительно к идеальному газу может быть выражено так:

Таблица 9.1
Некоторые физические характеристики воздуха и гелия [6]

В рассматриваемой температурной области снижение давления в гелиевой турбине значительно меньше, чем при использовании воздуха в качестве рабочего тела.
Объемное соотношение для идеального газа

также меньше у гелия, чем у воздуха.
Если, например, рассмотреть расширение газов при охлаждении от 720 до 400° С, то имеют место следующие соотношения:

Кроме того, важно, что скорость звука в гелии в три раза выше, чем в воздухе; поэтому окружная скорость турбинных лопаток в гелии может быть выше и ее ограничения зависят только от прочностных свойств материала лопаток.

Благодаря лучшим теплопередающим свойствам площадь поверхности теплопередачи в гелиевой установке составляет лишь половину площади теплопередающих поверхностей установки, работающей на воздухе.
Недостаток гелия по сравнению с воздухом — его меньшая молекулярная масса, что сказывается на числе ступеней компрессоров. Повышая окружные скорости турбокомпрессоров, этот недостаток можно частично скомпенсировать.
Гелий не активируется и не окисляется. Следовательно, при создании турбинных лопаток можно использовать теплостойкие материалы, склонные к окислению. Например, можно использовать сплавы молибдена, которые благодаря своим прочностным свойствам при высоких температурах хорошо зарекомендовали себя в ракетостроении. Ниже несколько подробнее рассмотрены оба эти важные аргумента в пользу внедрения газовых турбин в реакторы HTR, что должно повысить к. п. д. АЭС и уменьшить их стоимость [7].
Сравнение различных термодинамических циклов показывает, что цикл Карно, протекающий по двум изотермам и двум адиабатам, дает наилучшее значение термического к. п. д. Однако на практике он не может быть реализован, к нему лишь приближается паровой цикл. К тому же при этом же цикле верхняя температура относительно низка, что накладывает ограничения на значение к. п. д.
В газовой турбине повышения температуры можно достичь и без высокого давления. Равноценный циклу Карно цикл Эриксона осуществляется при низких абсолютных давлениях и небольших перепадах давления. Место обеих адиабат здесь занимают две изобары. Тепло подводится к теплообменнику при повышенном давлении, а в идеальном случае оно отдается при низком давлении. Тепло от твэлов отводится при постоянной температуре [4].
Этот процесс не является идеальным для технического осуществления, поскольку подвод и отвод тепла изотермическим способом невозможны. В теплообменнике всегда имеется понижение температур, что не позволяет осуществить процесс полной регенерации. Наконец, есть еще цикл Джоуля, который в простейшем случае протекает по двум изобарам и двум адиабатам. Многократным промежуточным охлаждением и промежуточным нагревом можно приблизить его к циклам Эриксона и Карно. 

Исследования показали, что к. п. д. становится экономически приемлемым только при двукратном промежуточном охлаждении и однократном нагреве газа. Принципиальная схема реактора HTR мощностью 300 МВт (эл) с гелиевой турбиной приведена на рис. 9.2 [4].

Рис. 9.2. Тепловая схема реактора HTR с гелиевой турбиной и двумя промежуточными охладителями [4]: а — компрессор низкого давления; b' — первый промежуточный охладитель; с'— компрессор среднего давления; b — второй промежуточный охладитель; с — компрессор высокого давления; d — теплообменник; е — реактор; f — турбина; g — входной охладитель. (Цифры относятся к рис. 9.3.)

Рис. 9.3. i, s-диаграмма процесса в реакторе HTR с гелиевой турбиной тепловая схема которого показана на рис. 9.2 [4].
Нагретый в реакторе до высокой температуры гелий расширяется в турбине. Часть оставшегося в гелии тепла передается рабочему телу, поступающему от компрессора высокого давления. В предварительном охладителе температура гелия понижается до самой низкой в. контуре; далее гелий проходит компрессор низкого давления, первый промежуточный охладитель, компрессор среднего давления, второй промежуточный охладитель и, наконец, компрессор высокого давления. В теплообменнике газ предварительно подогревается, прежде чем он попадет в реактор.
На рис. 9.3 изображена соответствующая i, s-диаграмма процесса, цифры на которой соответствуют рис. 9.2. Оба рисунка относятся к одновальной установке, когда турбокомпрессоры и турбина расположены на одном валу.


Рис. 9.4. Сравнение тепловых схем паротурбинной (вверху) и гелиевой газотурбинной (внизу) АЭС [8]:
1 —  реактор; 2 —  парогенератор; 3 — турбина; 4 — подогреватель питательной воды; 5 — теплообменник; 6 — конденсатор; 7 —  предварительный и промежуточные охладители; 8 — питательный насос; 9 — компрессор низкого давления; 10 — компрессор высокого давления; 11 — генератор.

Рис. 9.5. Тепловая схема двухвальной газотурбинной установки с разделенными компрессорами [4]:
а — компрессор низкого давления; b' — первый промежуточный охладитель; с' — компрессор среднего давления; b — второй промежуточный охладитель; с — компрессор высокого давления; а — теплообменник; е — реактор; f, f' — турбины; g — предварительный охладитель.

На рис 9.4 сравнивается такая газотурбинная установка р паротурбинной, В зависимости от мощности и  назначения установок возможны различные варианты компоновки оборудования. На рис. 9.5 показана двухвальная газотурбинная установка, в которой в отличие от одновальной турбинная часть разделена на турбины высокого и низкого давлений [4]. Двухвальное исполнение создает лучшие условия по критическим оборотам, хотя и затрудняет регулирование установки. Общий фундамент в сочетании с интегральной компоновкой газовых турбин в бетонном корпусе может явиться основным моментом этого направления.
Регулирование газотурбинной установки с реактором HTR можно осуществлять, как и обычной газотурбинной установки с закрытым циклом, изменяя давления при постоянной температуре перед турбиной. Это приводит к практически постоянному к. п. д. установки в широкой области нагрузок. Следовательно, такая установка может эксплуатироваться не только на полной мощности, но и хорошо приспосабливаться к условиям энергосистемы.

Другое важное преимущество газовых турбин по сравнению с паровыми состоит в их меньших габаритах. Для паровых турбин необходим значительно больший объемный расход пара, чем расход гелия в газовых турбинах. Это ведет к многообразию типов и большим габаритам паровых турбин.
При одинаковой мощности паровые турбины примерно на 50% длиннее газовых (рис. 9.6). В табл. 9.2 сравниваются размеры гелиевых и паровых турбин различных мощностей.

Рис. 9.6. Сравнение размеров гелиевой и паровой турбин мощностью 300 МВт [4].

Таблица 9.2
Сравнение длины паровых и гелиевых турбин разной мощности

Рис. 9.7. Продольный разрез гелиевого турбоагрегата мощностью 1000 МВт [4].

На рис. 9.7 показан разрез гелиевого турбоагрегата мощностью 1000 МВт [4]. Турбина имеет 11 ступеней и выполнена по двухпоточной схеме. Максимальный диаметр корпуса составляет 5,5 м. Диаметр ступицы колеса равен 1,4 м.
Для комбинации высокотемпературного реактора с газовой турбиной возможны две принципиально различных компоновки: интегральная и раздельная. Преимущество последнего решения — в четком разделении машинной части от реактора и в доступности турбоагрегатов. Как недостаток отмечается в первую очередь проблема возникновения возможной аварии из-за больших сечений труб между реактором и турбиной. В настоящее время еще нет достаточно надежно и быстро срабатывающих запорных органов требуемых размеров.
Главное преимущество интегральной компоновки —  высокая безопасность, поскольку реактор и турбоагрегат расположены в едином бетонном корпусе. Недостаток этого решения — сложность конструкции; доступ к оборудованию с целью ремонта и обслуживания проблематичен [9].
В качестве третьей возможности допускается частично интегральная компоновка, при которой в бетонном корпусе наряду с активной зоной размещается также теплообменник. Турбоагрегат и холодильник находятся вне бетонного корпуса, однако заключены в специальную прочную защитную оболочку. Таким образом, можно ослабить влияние аварийного разрыва трубы главного тракта реактор — турбина, что, однако, увеличивает затраты на строительство установки.
К важнейшим проблемам, требующим проведения обширных исследований, относятся вопросы осаждения продуктов деления, связанные, в том числе и с обслуживанием турбин. Кроме того, есть еще различные технологические задачи по уплотнению вала турбины, нахождению наиболее удачных комбинаций между реактором и турбиной. Наконец, следует отметить, что требуется накопить опыт эксплуатации гелиевых турбин с закрытым циклом, прежде чем начинать строительство больших АЭС с газовыми турбинами.
Важным шагом в этом направлении должно быть создание опытных АЭС с гелиевыми турбинами. Можно сослаться на проектные работы, которые проводила фирма «Гутехофнунгехютте» (GHH) с 1966 по 1970 г. по созданию опытной АЭС с высокотемпературным реактором мощностью 22 МВт (эл) и гелиевой турбиной (проект ННТ-22) [10, 11].
Разрешение на строительство этой опытной АЭС до сих пор еще не выдано. По проекту опытная АЭС ННТ-22 имеет следующие отличительные черты: реактор и турбина расположены в одном реакторном здании вместе со всеми основными агрегатами контура и генератором (рис. 9.8).

Активная зона реактора расположена в стальном силовом корпусе, в котором при рабочих условиях давление составляет 25 ат, а температура ~430°С. Реактор и турбина соединены двойными концентрическими трубопроводами (см. рис. 9.8). 

Рис 9 8 Компоновка основного оборудования опытной АЭС ННТ-22:
1 — перегрузочная машина; 2 — задвижка холодного газа; 3 — задвижка горячего газа; 4 — турбоагрегат; 5 — корпус высокого давления; 6 — теплообменник; 7 — предварительный охладитель; 8 — Вентиляционная станция; 9 — азотная установка; 10 — концентрические трубопроводы; 11 — помещение приводов регулирующих стержней; 12 — система очистки гелия; 13 — система циркуляционной воды.

Одновальный турбоагрегат состоит из Гелиевой турбины, трех компрессоров, редуктора, генератора и пускового двигателя. Турбина рассчитана на 8000 об/мин и имеет общую длину около 11 м. При входной температуре газа около 730°С к. п. д. нетто составляет 37%. Установка обладает двумя системами расхолаживания, которые подключены к концентрическим трубопроводам основного контура. Обе системы могут работать на гелии или азоте в зависимости от вида возможной аварии.
Бетонное реакторное здание цилиндрической формы имеет вытяжную трубу. Помещения главного контура и систем расхолаживания постоянно заполнены азотом. В случае полного разрыва концентрического трубопровода наружная стена здания будет нагружена давлением около 1,28 ат. Соответствующая скорость утечки из системы составит 100% объема контура в сутки.
Активная зона состоит из 657 стержневых графитовых твэлов, располагаемых вертикально в корпусе реактора. Топливо может быть перегружено только на остановленном реакторе. Диаметр активной зоны около 2,48 м, высота около 2,10 м. Активная зона со всех сторон окружена графитовым отражателем.
Твэл в виде графитового цилиндра в осевом направлении разделен на три зоны: верхний отражатель, активную часть и нижний отражатель. В качестве топлива используется смесь окисей урана и тория в виде микрочастиц с трехслойными покрытиями, в том числе один слой из карбида кремния. Загрузка реактора состоит из 111      кг урана (обогащение 90%) и 1000 кг тория.
Реактор регулируется с помощью 31 поглощающего стержня, каждый из которых автономно вводится в зону снизу гидравлическим способом. Поглощающий стержень, содержащий карбид бора, перемещается в активной зоне в направляющих трубах из графита .

¹ В настоящее время в ФРГ разрабатываются проекты демонстрационной АЭС с реактором HTR и одной гелиевой турбиной на 700 МВт и коммерческой газотурбинной АЭС на 1050 МВт (эл) с тремя турбинами. (См. «Atomwirtschalt», 1974, Bd. 19, N 8/9, S. 390.) — Прим. ред.