Термодинамические особенности цикла АЭС с газовым теплоносителем

Ядерные реакторы могут охлаждаться и газовым теплоносителем. На сегодняшний день наиболее приемлемым газом для охлаждения радиоактивной зоны реактора является гелий. Это инертный г, что исключает вынос радиации из активной зоны. Свойства гелия позволяют эффективно охлаждать активную зону реактора, работающего как на быстрых, так и на тепловых нейтронах. На сегодняшний день технически возможно нагревание гелия в реакторе до 750 – 950^оС. Такие т-ры позволяют использовать в АЭС паротурбинный цикл на перегретом водяном паре с вторичным перегревом пара. В отличие от жидкого ме (натрия) такой газовый теплоноситель значительно упрощает схему АЭС. Основным недостатком гелия (и других газовых теплоносителей) является необходимость пропуска большого количества газа через реактор (низкая теплопроводность газов по сравнению с ме). В связи с этим в контуре охлаждения реактора необходимо устанавливать газодувку большой производительности и, с большими затратами мощности на ее привод (электрический или турбопривод). У ге есть неприятное для технологов свойство –высокая его текучесть. При малейшей неплотности ге может вытечь из контура охлаждения реактора. 7.54. Поскольку активная зона реактора охлаждается газом при высоких его те-рах и ге выходит из реактора с т-рой, достигающей 950^оС, эти реакторы называют высокотемпературн. газовыми реакторами (ВТГР).

АЭС с гелиевым теплоносителем выполняются, двухконтурными (рис. 7.54). В первом контуре газообразный гелий при большом давлении (до 5 МПа), создаваемом газодувкой, (ГД) подается в реактор, где он нагревается до 750 – 950 ^оС, и поступает в парогенер-р (ПГ). В парогенер-ре за счет охлаждения гелия получается перегретый водяной пар второго контура АЭС. Т пара на выходе из парогенер-ра может достигать 500^оС, что позволяет использовать серийные ПТУ на перегретом паре с вторичным пароперегревателем (ВПП). ВПП размещается в газоводяном парогенер-ре (ПГ). КПД таких АЭС могут превышать 40 %, это наиболее перспективные АЭС.

Газовые теплоносители могут использоваться и в одноконтурных схемах АЭС [5]. В перспективном будущем, когда произойдет практическое освоение термоядерных реакторов, появится много АЭС с газовым и паровым рабочими телами. В таких АЭС выработка электроэнергии будет происходить непосредственно за счет движущейся плазмы (ТОКАМАК), в высокотемпературных газовых турбинах, и традиционных паротурбинных установках одновременно.

Вопросы для самоподготовки к главе 7

1. Почему нельзя практически осуществить цикл Карно на влажном насыщенном паре для ПТУ ?

2. Почему для ПТУ используется цикл Ренкина и, какие у него преимущества по сравнению с циклом Карно на влажном насыщенном паре ?

3. Какие процессы осуществляются в каждом из элементов простой ПТУ (паровом котле, турбине, конденсаторе, насосе) и, какое их назначение ?

4. Какие показатели характеризуют тепловую экономичность цикла ПТУ ?

5. Какое влияние оказывает начальное давление Р_о на тепловую экономичность цикла ПТУ ?

6. Какое влияние оказывает начальная температура t_о на тепловую экономичность цикла ПТУ ?

7. Какое влияние оказывает конечное давление Р_к на тепловую экономичность цикла ПТУ ?

8. Что такое сопряженные параметры Р_о и t_о для цикла ПТУ ?

9. Для чего применяется вторичный перегрев пара в цикле ПТУ ?

10. Покажите с помощью T,s- диаграммы, что давление вторичного перегрева пара в ПТУ имеет оптимальное значение.

11. Поясните, почему нельзя практически реализовать регенеративный цикл ПТУ с постоянным расходом рабочего тела.

12. Докажите, что цикл ПТУ с отборами пара из турбины на регенеративные подогреватели имеет больший термический КПД, чем простой цикл ПТУ.

13. При каких значениях давлений отборов пара ПТУ на регенеративные подогреватели не приводит к увеличению ее КПД ?

14. Поясните методику определения оптимальных давлений отборов пара из турбины на регенеративные подогреватели.

15. Поясните, какая из схем возврата конденсата из регенеративного подогревателя поверхностного типа в цикл ПТУ термодинамически более экономична.

16. Какие бывают типы теплофикационных ПТУ ?

17. Какие недостатки и достоинства у противодавленческих ПТУ?

18. Почему для оценки тепловой экономичности теплофикационных ПТУ кроме КПД ввели показатель выработки электрической энергии на тепловом потреблении ?

19. Какие особенности имеет цикл ПТУ для АЭС, работающей на насыщенном влажном паре ?

20. С какой целью применяются сепаратор и пароперегреватель в ПТУ АЭС, работающих на насыщенном влажном паре ?

21. Какие достоинства и недостатки у двухконтурной схемы ПТУ АЭС работающей на насыщенном влажном паре, по сравнению с аналогичной одноконтурной АЭС ?

22. Какие достоинства и недостатки у трехконтурной схемы ПТУ АЭС с реактором на быстрых нейтронах ?

23. Какие достоинства и недостатки у двухконтурной схемы ПТУ АЭС с высокотемпературным газовым реактором ?