Сепарационные устройства ядерных энергетических установок

Московский государственный технический университет
имени Н.Э. Баумана

В.Г. Крапивцев

СЕПАРАЦИОННЫЕ УСТРОЙСТВА
ЯДЕРНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
УСТАНОВОК

Рекомендовано методической комиссией
Научно-учебного комплекса «Энергомашиностроение»
МГТУ им. Н.Э. Баумана в качестве учебного пособия
по курсу «Расчет и проектирование реакторных
установок»

Москва
Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана
2009

УДК 621.177(075.8)
ББК 31.4
К78

К78

Р е ц е н з е н т ы:
М.С. Беляков, М.Д. Диев

Крапивцев В. Г.
Сепарационные устройства ядерных энергетических установок : учеб. пособие по курсу «Расчет и проектирование реакторных установок» / В.Г. Крапивцев. – М. : Изд-во МГТУ
им. Н.Э. Баумана, 2009. – 76 с.

Рассмотрены конструкции сепарационных устройств ядерных
энергетических установок с реакторами различного типа, а также
принципы работы этих устройств для получения необходимого качества пара. Изложены основные способы сепарации пара. Приведены
методики расчета сепарации и сепарационных устройств.
Для студентов старших курсов, обучающихся по специальности
«Ядерные реакторы и энергетические установки».
УДК 621.177(075.8)
ББК 31.4

c⃝ МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2009

ВВЕДЕНИЕ

Создание и эксплуатация атомных электростанций (АЭС) в
России и за рубежом имеют полувековой период развития. В настоящее время около 16 % мирового производства электроэнергии обеспечивается АЭС с реакторами различного типа. Основной
путь получения электроэнергии на АЭС — использование электрических генераторов машинного типа с механическим приводом от
турбины, работающей на насыщенном или перегретом паре. Пар
генерируется непосредственно в реакторе или в парогенераторе.
Производство насыщенного пара необходимого качества осуществляется многими процессами, реализуемыми на АЭС. Основным является процесс сепарации и осушения пара, происходящий
в сепарационных устройствах ядерных энергетических установок
(ЯЭУ). От нормальной работы сепарационного устройства зависит
надежность, безопасность и экономичность АЭС.
Многообразие процессов сепарации и осушения пара, вызванное использованием реакторов и реакторных установок различного
типа и назначения, требует от специалистов отрасли знания конструкций и принципов проектирования сепарационных устройств,
закономерностей протекающих в них процессов, умения проведения расчетов и обоснования принятых решений.
Настоящее пособие предназначено в первую очередь для студентов старших курсов и призвано помочь им в освоении разделов курса «Расчет и проектирование реакторных установок», при
выполнении домашних заданий и курсового проектирования по
данному курсу, а также при дипломном проектировании.

1. ОСНОВЫ СЕПАРАЦИОННЫХ ПРОЦЕССОВ НА АЭС

1.1. Принципиальные схемы производства и обеспечения
качества пара

Выбор технологической схемы выработки пара на АЭС зависит от типа реактора, его мощности, требований экономичности и
безопасности при эксплуатации.
В зависимости от типа реактора получение пара осуществляется двумя принципиально различными способами: непосредственно
в реакторе — кипящие корпусные в отечественной практике (ВК50) и канальные ядерные реакторы (РБМК-1000, РБМК-1500, ЭГП)
и в парогенераторах, теплота в которые подается из ядерного реактора греющим теплоносителем — некипящие реакторы (ВВЭР-440,
ВВЭР-1000).
В первом случае используется одноконтурная тепловая схема АЭС, состоящая из кипящего реактора и оборудования контура, включая турбогенератор — (рис. 1.1, а). Во втором случае схема АЭС выполняется двухконтурной (рис. 1.1, б). Первый контур
включает в себя некипящий ядерный реактор и теплотехническое
оборудование, где за счет теплоты теплоносителя первого контура
происходит генерация пара во втором контуре. По второму контуру
парогенератор соединен с турбогенератором. Двухконтурная схема
АЭС приведена на рис. 1.1, б.
Существуют также трехконтурные схемы АЭС, например, с натриевым теплоносителем, в которых для исключения возможности
контакта натрия первого контура с водой предусмотрен промежуточный контур с некипящим натриевым теплоносителем. Рабочий
пар генерируется на поверхностях теплообмена парогенератора
третьего контура (рис. 1.1, в).

4

Рис. 1.1. Классификация АЭС по числу контуров:
а – одноконтурная; б – двухконтурная; в – трехконтурная; 1 – реактор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6 –
циркуляционный насос; 7 – компенсатор объема; 8 – парогенератор; 9 – промежуточный теплообменник

Во всех рассмотренных выше схемах процесс кипения теплоносителя происходит в парогенерирующих каналах активной зоны
реактора или на испарительных участках поверхности теплообмена парогенератора, откуда среда в виде пароводяной смеси поступает в сепарационные устройства. В сепарационных устройствах
пар и вода разделяются. Пар проходит ступень осушки и направляется на расширение в турбину. В прямоточных парогенераторах с
перегревом пара сепарационные устройства отсутствуют.
Каждая из представленных на рис. 1.1 схем АЭС с водным теплоносителем имеет свои преимущества и недостатки, поэтому
развиваются все типы энергоустановок. Наиболее распространены
в мире одноконтурные и двухконтурные АЭС. За рубежом предпочтение отдается двухконтурным установками, в России в настоящее время установленная мощность АЭС делится между двухконтурными и одноконтурными установками примерно поровну.
Стратегия развития АЭС в России на период до 2020 г. строится
на базе корпусных некипящих реакторов типа ВВЭР, т. е. с использованием двухконтурных схем.

5

Большинство АЭС с водяным теплоносителем имеют турбины
насыщенного пара. При этом все ступени турбины работают на
влажном паре. Наличие влаги в паре перед проточной частью и
в проточной части турбины приводит к снижению КПД турбины,
увеличению эрозионного износа поверхности сопловых и рабочих лопаток и к возможности выноса радиоактивных веществ из
реактора. Осаждение из пара солей и других примесей на поверхность пароперегревателя и лопатки турбин также приводит к нарушению нормальной работы установки. Отложения увеличивают
термическое сопротивление теплообменных поверхностей пароперегревателя, количество передаваемой теплоты в нем уменьшается.
Осаждение солей в трубопроводах и других элементах приводит к
повышению гидравлического сопротивления, ускорению коррозии
поверхностей пароперегревателей, паропроводов, проточной части
турбин и конденсаторов.
Для уменьшения влажности пара в проточной части турбины
используются сепарационные устройства, которые могут быть частью конструкции самой турбины или могут быть установлены в
виде отдельного устройства между цилиндрами высокого и низкого давления.
В зависимости от типа ЯЭУ (одно- или двухконтурная) и конструкции реактора (корпусной или канальный, кипящий или некипящий) различны требования, предъявляемые к конструкции и
работе сепарационных устройств. Одно из основных требований —
обеспечение необходимого качества пара.
Качество пара определяется влажностью, содержанием солей
и нерастворимых примесей, наличием летучих (газообразных) веществ. Получить пар полностью свободный от примесей невозможно. Снижение количества уносимых паром из испарителя веществ до уровня, при котором обеспечиваются надежная работа
пароперегревателя, а также надежная и экономичная работа турбины, в настоящее время особых трудностей не вызывает. Для этого
на АЭС используются процессы и системы водоподготовки теплоносителя и рабочего тела, продувки питательной воды, сепарации
и промывки пара. Однако чем выше требование к чистоте пара,
тем выше капитальные и эксплуатационные затраты на системы
подготовки добавочной воды и очистки пара.

6

Нерастворимые продукты (например, продукты коррозии) могут попасть в пар только с капельной влагой, и вопрос об их уносе
связан с ограничением общей капельной влаги в паре. Попадание
солей в пар происходит двумя путями: с выносом капельной влагой растворимых в ней солей и непосредственным растворением
солей в паре.
Летучие вещества, присутствующие в теплоносителе или рабочем теле, практически полностью переходят в пар (за исключением
некоторого количества, участвующего в коррозионных процессах
на поверхностях перегрева). Вместе с паром они проходят проточную часть турбины и поступают в конденсатор, из которого в
основном удаляются.
Однако следует иметь в виду, что наличие летучих веществ в
паре должно быть по возможности ограничено, так как они могут
способствовать интенсификации коррозионных процессов в проточной части турбины.
Современные АЭС используют, как правило, паротурбинный
цикл с насыщенным или перегретым паром относительно низкого давления (не более 7 МПа). При таких параметрах загрязнение
насыщенного пара происходит только за счет уноса паром капель
влаги с растворенными в них солями и нерастворимыми продуктами, растворимость солей в паре в этом случае почти нулевая.
Перегретый пар при низких и средних давлениях практически
свободен от примесей воды. Все содержащиеся в воде и пароводяной смеси вещества осаждаются на поверхность теплообмена в
зоне завершения кипения (зона додеарирования). Незначительное
количество их, а также продуктов коррозии может быть механически унесено с паром лишь при больших скоростях его течения.
При переходе к высоким давлениям питательной воды (свыше 7 МПа) содержание в паре некоторых веществ (оксидов железа
и кремниевой кислоты) существенно повышается и более заметная доля их начинает выноситься с паром с поверхностей нагрева.
Увеличение выноса веществ с паром объясняется тем, что как перегретый, так и насыщенный пар при высоких давлениях является
достаточно хорошим растворителем. При этих условиях на поверхностях нагрева прямоточных парогенераторов остается только
такое количество той или иной примеси питательной воды, которое
не растворилось в паре. Количественные соотношения, характери
7

зующие растворимость примесей в паре, определяются его параметрами и физико-химическими свойствами веществ. Растворимость
веществ в паре приобретает практическое значение при внедрении
в атомную энергетику пара при высоких и особенно сверхвысоких
давлениях.
Таким образом, одной из основных задач по обеспечению качества насыщенного пара при низких и средних давлениях является
ограничение выноса веществ, находящихся в испаряемой воде. В
общем случае солесодержание насыщенного пара

Sп = (y + Kp)Sпр.
(1..1)

Здесь Sп, Sпр — солесодержание в паре и в воде парогенератора соответственно, мг/кг; у — влажность пара, доля влаги в паре; Кр —
коэффициент распределения, характеризующий растворимость веществ в паре [1]:

Кр = Sп
Sпр
=
ρж
ρп

n
,
(1..2)

где n — показатель степени, зависящий от состава вещества.
При давлении пара 2,5. . . 7,0 МПа, характерном для современных ЯЭУ, растворимость солей в паре, как уже отмечалось выше,
настолько незначительна, что ею можно пренебречь. Тогда общее
солесодержание в паре зависит лишь от влажности пара:

Sп = ySпр.
(1..3)

Следовательно, для получения пара высокого качества необходимо ограничить вынос капель влаги паром и понизить солесодержание примесей в уносимой влаге. Для этого используют две
группы мероприятий: сепарацию пара (осушение пара) и промывку пара питательной водой (снижение концентрации примесей). По
условиям надежности проточной части турбины, обеспечения высокой ее экономичности, предотвращения интенсивной коррозии и
эрозии можно рекомендовать следующие значения влажности пара
без промывки на выходе из сепарационных устройств [2]:
• у ⩽ 0,1 % — для одноконтурных ЯЭУ на насыщенном паре;
• у ⩽ 0,2 . . . 0,25 % — для двухконтурных ЯЭУ на насыщенном
паре.
При наличии промывки пара перед выходом из сепарационного
устройства влажность его может быть увеличена по сравнению с

8