otvety ekz2

Оглавление 1. 1. Графики электрических и тепловых нагрузок, показатели графиков, их использование ........................................... 3 4. Баланс энергии на АС. КПД реактора, парогенераторной установки транспорта тепла. ................................................... 13 6. Показатели общей экономичности АС. Себестоимость электроэнергии и теплоты, КИУМ, тарифы. Приведенные затраты ........................................................................................................................................................................................... 15 7. Основные схемы и термодинамические циклы насыщенного пара на атомных станциях, выбор и обоснование. .......... 17 8. Основные схемы и термодинамические циклы перегретого пара на атомных станциях, выбор и обоснование. ............ 18 9. Влияние начальных параметров насыщенного пара на общую экономичность АС ........................................................... 19 11. Обоснование параметров теплоносителя и рабочего тела на АС: с РБМК. с ВВЭР, TQ-диаграмма ЯППУ. с РБН, TQдиаграмма ЯППУ. с газоохлаждаемыми реакторами, TQ-диаграмма ЯППУ. с БРЕСТ, TQ-диаграмма ЯППУ................. 21 13. Вычисление расхода пара и КПД паротурбинных установок с различными схемами промежуточной сепарации и промежуточного перегрева .......................................................................................................................................................... 28 14. Выбор и обоснование конечных параметров пара на атомных станциях. ......................................................................... 36 16. Расход пара, коэффициенты недовыработки, вычисление работы пара в турбине, тепловая экономичность паротурбинной установки с РППВ. ............................................................................................................................................. 39 17. Термодинамически и технико-экономически оптимальные параметры РППВ. ................................................................ 40 18 Сравнительные достоинства смешивающих подогревателей как элементов тепловой схемы. Расчет схемы с регенеративными подогревателями............................................................................................................................................. 41 19. Применение охладителей дренажа и пароохладителей, схемы их включения, tQ-диаграммы, расчет схем .................. 43 20. Теплофикация как средство повышения тепловой экономичности АС. ............................................................................ 45 22. Схемы отпуска теплоты на отопление и бытовые нужды на ТЭЦ и на АС. Регулирование отпуска теплоты (температурный график)............................................................................................................................................................... 46 23. Особенности ПТУ АС. ............................................................................................................................................................ 48 24 Система сепарации и промежуточного перегрева. Структурные схемы, конструкции аппаратов, обозначения, материалы. ..................................................................................................................................................................................... 49 25. Конденсационная установка: назначение, состав, функции элементов, схема. ................................................................. 52 26. Источники неконденсирующихся газов в конденсаторах турбоустановок АС, влияние газов на работу конденсатора. Предельные значения присосов воздуха в конденсатор. ........................................................................................................... 53 28. Температурный напор конденсатора, понятие, его значения для ПТУ АС ....................................................................... 53 29. Понятие «переохлаждение конденсата». Чем оно опасно? Мероприятия по борьбе с переохлаждением. ..................... 54 30 Компоновка и конструкции конденсаторов. Основные элементы. Форма, размеры, способы крепления и материалы конденсаторных трубок. Назначение воздухоохладителя конденсатора, устройство. ........................................................... 55 32. Способы чистки конденсаторных трубок. Почему их чистят только изнутри? ................................................................ 59 35. Виды эжекторов, параметры рабочей среды. ....................................................................................................................... 59 36. Пароструйные эжекторы: назначение, принцип действия, схематичное устройство, многоступенчатые эжекторы. ... 61 37. Структурные схемы системы регенеративного подогрева на АС ....................................................................................... 63 38. КИП и автоматика регенеративных подогревателей ........................................................................................................... 64 40. Конструкция регенеративных подогревателей ..................................................................................................................... 64 41. Недостатки и пути совершенствования регенеративных подогревателей ......................................................................... 67 42. Деаэрация воды на АС. Назначение, физические основы, условия эффективной деаэрации. Схемы включения деаэраторов питательной воды .................................................................................................................................................... 68 43. Структурная схема деаэрационной установки, расчет деаэратора ..................................................................................... 70 44. Струйно-барботажные деаэраторы питательной воды на АС: конструкция, обозначения, материалы, размещение в главном корпусе АС...................................................................................................................................................................... 72 46. Схемы сетевой установки и конструкции сетевых подогревателей ................................................................................... 78 47. Испарительные и расширительные установки на АС: схема, устройство, баланс, tQ-диаграмма ................................... 81 48. Анализ ПТС энергоблока АС. Расчет ПТС ........................................................................................................................... 84 49. Развернутая тепловая схема АС ............................................................................................................................................. 86 50. Технологическая схема АС .................................................................................................................................................... 86 52. Схема системы компенсации давления ВВЭР, связь с другими системами, принципы работы ...................................... 87 53. Система аварийно-планового расхолаживания ВВЭР ......................................................................................................... 89 54. Спринклерная система ВВЭР ................................................................................................................................................. 91 55. Система аварийного ввода бора ВВЭР.................................................................................................................................. 92 56. Система продувки-подпитки 1-го контура ВВЭР ................................................................................................................ 93 58. Принципиальная схема промконтура ВВЭР-1000. Состав потребителей воды промконтура .......................................... 96 Рис. Система промежуточного контура ВВЭР-1000: ................................................................................................................. 96 59. Система байпасной очистки неохлажденного теплоносителя ВВЭР ................................................................................. 96 60 Системы безопасности АС с ВВЭР ........................................................................................................................................ 97 2. 61. Схема и оборудование КМПЦ РБМК .......................................................................................................................... 98 62. Узел регулирования расхода питательной воды на АС РБМК............................................................................................ 99 64. Функции и устройство системы продувки и расхолаживания РБМК .............................................................................. 100 65. Работа СПиР РБМК в режиме продувки ............................................................................................................................. 101 66. Работа СПиР РБМК в режиме расхолаживания ................................................................................................................. 102 66. Работа СПиР РБМК в режиме расхолаживания ................................................................................................................. 103 67. Газовый контур РБМК. Система контроля целостности технологических каналов ....................................................... 105 68. Система контроля целостности герметичности оболочек твэлов РБМК (методы контроля, устройство системы) ..... 108 70. Система локализации аварии РБМК (СЛА) ........................................................................................................................ 110 71. Система охлаждения каналов СУЗ, КД, ДКЭ и отражателя РБМК .................................................................................. 112 72 Принципы выбора тепловой схемы и состава оборудования РБН .................................................................................... 113 73. Выбор гидравлической схемы первого контура РБН (схема циркуляции теплоносителя, схема включения ГЦН) .... 114 74. Компенсация температурных изменений объема натрия РБН .......................................................................................... 120 76. Системы и узлы 2-го контура АС с РБН ............................................................................................................................. 121 77. Системы очистки натрия первого и второго контура ........................................................................................................ 122 78 Система поставки и приемки натриевого теплоносителя ................................................................................................... 125 79. Система обнаружения течей ПГ АС с РБН, контроль течей ............................................................................................. 126 80. Системы безопасности РБН ................................................................................................................................................. 128 82. Система аварийного расхолаживания РБН ......................................................................................................................... 129 83. Способы регулирования мощности ядерных реакторов .................................................................................................... 131 84 Саморегулирование АС с ВВЭР. Программы регулирования мощности ВВЭР: достоинства, недостатки, применение, расчет ........................................................................................................................................................................................... 131 85. Программа и схема регулирования мощности АС с ВВЭР: постоянство средней температуры теплоносителя ......... 135 86. Программа и схема регулирования мощности АС с ВВЭР: постоянство давления второго контура ........................... 136 88. Комбинированная программа и схема регулирования мощности энергоблока с ВВЭР ................................................. 137 90. Особенности регулирования энергоблока с РБН. Программа и схема регулирования. .................................................. 139 91. Основные потребители технической воды на АС. Типы систем технического водоснабжения АС, схемы ................. 140 92. Типы охладителей оборотной системы технического водоснабжения, их устройство, характеристики ...................... 144 94.Классификация трубопроводов АС. Материалы трубопроводов....................................................................................... 146 95. Характеристики трубопроводов. Понятия «рабочее давление», «условное давление», условный проход» ................. 148 96 Конструктивное исполнение трубопроводов АС. Соединения трубопроводов. Опоры трубопроводов. Компенсация температурных удлинений трубопроводов............................................................................................................................... 149 97. Расчеты трубопроводов. Порядок выбора стандартного трубопровода. Влияние скорости среды на выбор трубопровода ...................................................................................................................................................................................................... 151 98. Трубопроводная арматура АС. Классификация арматуры. Управление арматурой на АС ............................................ 153 100. Функции, схемы включения и устройство редукционных и редукционно-охладительных установок на АЭС. Схемы включения .................................................................................................................................................................................... 154 101. Виды регулирующей арматуры, принципиальное устройство. Расходная характеристика. ........................................ 156 102. Виды предохранительной и защитной арматуры, принципиальное устройство. .......................................................... 159 103. Условные обозначения арматуры на схемах трубопроводов .......................................................................................... 161 104. Выбор площадки для строительства АС. Требования к площадкам АС ........................................................................ 161 106. Компоновка главного корпуса АС. Требования к компоновке, классификация помещений ....................................... 163 107. Структура помещений турбинного и реакторного отделений главного корпуса АС.................................................... 167 1. 1. Графики электрических и тепловых нагрузок, показатели графиков, их использование Особенностью работы электрических станций является то, что общему количеству электрической энергии, вырабатываемой ими в каждый момент времени, почти полностью соответствует количество потребляемой энергии. Существующие в настоящее время аккумуляторы электроэнергии имеют высокую стоимость, обладают небольшой емкостью и в основном используются для обеспечения безопасности и создания условий для наблюдения за оборудованием и проведения ремонтных работ при перерывах в электроснабжении от основных источников. Аккумулирование теплоты для теплоснабжения также практически не осуществляется, однако из-за большой емкости тепловых сетей небольшие перерывы в подаче теплоты для целей теплофикации могут почти не отразиться на температурном режиме отапливаемых помещений. Составляющие нагрузки изменяются как в течение суток, так и в течение года. Кроме того, промышленная нагрузка, являющаяся основной составляющей общей электрической нагрузки в рабочие дни недели, в воскресные и праздничные дни резко падает, в связи с чем заметно уменьшается также общая электрическая нагрузка. Графическое изображение зависимости электропотребления от времени называется графиком электрической нагрузки. Рис.1. Суточный график электрической нагрузки; (- - -) - лето; (____) - зима Минимум промышленной нагрузки наблюдается обычно в ночное время, когда энергию потребляют лишь предприятия, работающие в три смены; наибольшая нагрузка наблюдается в период от 8 до 16 ч, когда энергия подается почти всем предприятиям, от 16 до 24 ч нагрузка имеет промежуточное значение (энергию потребляют предприятия, работающие в две и три смены). Провал электрической нагрузки в дневное время связан с уменьшением потребления электроэнергии во время обеденных перерывов. В летнее время электрическая нагрузка несколько ниже, так как часть оборудования находится в ремонте. В остальном летний суточный график промышленной нагрузки не отличается от зимнего. Осветительно-бытовая нагрузка существенно зависит от времени года. Наибольшее значение эта нагрузка имеет в вечерние часы зимой. Летом суточный максимум нагрузки (пик) снижается по абсолютному значению и длительности и наступает в более позднее время. Осветительно-бытовая нагрузка включает в себя также нагрузку от электробытовых приборов, которая имеет обычно резко выраженный, значительный максимум в вечернее время. Утренний пик осветительно-бытовой нагрузки связан с увеличением расхода электроэнергии на бытовые нужды. На суммарном графике промышленной и осветительно-бытовой нагрузки имеется два максимума в потреблении электроэнергии в течение суток. Максимум электрической нагрузки, наступающий в зимнее время во второй половине дня, определяет общий суточный максимум электрической нагрузки и общую мощность работающих агрегатов, необходимых для обеспечения электроэнергией всех потребителей. В нерабочие дни электрическая нагрузка значительно ниже, чем в нерабочие, при этом максимум электрической нагрузки Nэ.макс в воскресенье (когда нагрузка может быть особенно низкой) для промышленного района может составлять (0,5 — 0,6)·Nэ.макс в рабочие дни недели. Типичный график изменения электрической нагрузки в рабочие и нерабочие дни недели для района с высокой промышленной нагрузкой показан на рис. 2. Рис.2. Типичный график изменения электрической нагрузки в рабочие и нерабочие дни недели Анализ графиков электрической нагрузки показывает, что потребление электрической энергии происходит крайне неравномерно. Отношение количества энергии, выработанной за данный период, к количеству энергии, которое было бы выработано за то же время при работе электростанции с максимальной нагрузкой, называют коэффициентом использования максимума 𝜇макс . Иногда это отношение называют также коэффициентом заполнения графика электрической нагрузки. Из этого определения следует, что 𝜇макс = Э 𝑁э.макс · 𝜏р , где Э – общее количество выработанной энергии, кВт·ч; 𝑁э.макс – максимальная нагрузка, кВт; 𝜏р – время работы электростанции, ч. Более высокие значения 𝜇макс свидетельствуют о том, что оборудование электростанции используется полнее и за тот же период вырабатывается большее количество электроэнергии. Для системы, объединяющей большое число электростанций, коэффициент использования максимума, как правило, значительно выше, чем для отдельных электростанций, работающих изолированно. Наряду с суточными графиками большое значение имеют годовые графики электрической нагрузки, которые строятся по данным суточных графиков. Рис.4. График годовых электрических нагрузок по продолжительности: I – III - соответственно базовая, промежуточная и пиковая нагрузки Рис. 3. Годовые графики месячных максимумов электрических нагрузок энергосистемы: 1 – 3 – изменения 𝑁э.макс для трех лет, следующих один за другим; н.г. 𝑁э.макс – месячная максимальная нагрузка к началу года На рис. 3 приведены типичные годовые графики месячных максимумов энергосистемы, а на рис. 4 — типичная кривая изменения продолжительности электрической нагрузки. Обычно в покрытии годового графика нагрузки системы участвуют электростанции (паротурбинные установки) разной экономичности. Распределение суммарной нагрузки по отдельным электростанциям (агрегатам) в соответствии с общим графиком должно быть таким, чтобы обеспечить наиболее экономичную работу системы в целом. Этого можно достичь, если электростанции, имеющие меньшие издержки на топливо и меньшие эксплуатационные расходы, будут загружаться большее число часов в году, а электростанции с бóльшими издержками на топливо и бóльшими эксплуатационными расходами — меньшее число часов. Электростанции, работающие с наибольшей возможной нагрузкой значительную часть года и тем самым участвующие в покрытии нижней части графика продолжительности нагрузки (в покрытии базовой нагрузки) (см. рис. 4), называются базовыми; электростанции, используемые только в течение части года для покрытия пиковой нагрузки, называются пиковыми. Наряду с базовыми и пиковыми электростанциями в системе имеются электростанции, которые несут промежуточную нагрузку между базовой и пиковой. Одной из основных характеристик электростанции является ее установленная мощность, которая определяется как сумма номинальных мощностей всех турбоагрегатов. При этом под номинальной мощностью понимают наибольшую мощность, при которой турбогенератор может работать длительное время в режимах, устанавливаемых техническими условиями. Для оценки напряженности работы электростанции и эффективности использования основного оборудования вводится коэффициент использования установленной мощности станции 𝜇уст . Этот коэффициент представляет собой отношение количества электроэнергии, выработанной в течение года Эгод , к тому количеству, которое могло быть выработано за тот же период при работе электростанции с установленной мощностью 𝑁э.уст . Таким образом, 𝜇уст = Эгод , 𝑁э.уст · 𝜏г где 𝜏г – число часов в году (𝜏г = 8760 ч). Работа электростанции характеризуется использования установленной мощности в год 𝜏уст = также числом часов Эгод . 𝑁э.уст Число часов использования установленной мощности зависит от того, в каком режиме работает электростанция, т.е. является ли она базовой, пиковой или несет промежуточную нагрузку. Для электростанций, работающих с базовой нагрузкой, число часов использования установленной мощности обычно равно 6000 — 7000 в год, а для специальных пиковых установок может составлять 2000 — 3000 в год (иногда на таких установках 𝜏уст может быть и ниже). Для характеристики плотности графика нагрузок также используют коэффициент неравномерности – отношение минимальной суточной нагрузки к максимальной: 𝛼= 𝑁𝑚𝑖𝑛 ; 𝑁𝑚𝑎𝑥 Тепловые нагрузки Наиболее равномерна в течение года промышленная тепловая нагрузка. Однако она меняется в течение суток в зависимости от характера загрузки предприятий (рис.5). Отопительная тепловая нагрузка существенно зависит не только от времени года, но и от температуры наружного воздуха в отопительный период (рис.6). Горячее водоснабжение летом несколько меньше, чем зимой, но в основном оно не зависит от времени года, а от дней недели (увеличение в праздничные дни). График суммарной тепловой нагрузки по продолжительности для отопления и бытового горячего водоснабжения (рис.7) построен аналогично годовому графику по продолжительности для электрической нагрузки. Рис.5. Суточный график теплопотребления промышленных предприятий, работающих в две смены: 1 – зима; 2 - лето Рис.6. Годовой график тепловой отопительной нагрузки по месяцам: 1максимальные значение; 2 – минимальные значения Рис.7 Годовой график тепловой нагрузки по продолжительности для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения: I – отопительный период; II – только горячее водоснабжение 2. Типы, классификация АС. Упрощенные тепловые схемы АС, АСТ. Особенности АС, требования к ним. Атомные станции по функциональному назначению можно разделить на следующие типы:  Атомные электростанции (АЭС) – выработка электроэнергии потребителю и тепловой энергии на собственные нужды;  Атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ) – выработка тепловой и электроэнергии потребителю;  Атомные станции теплоснабжения (АСТ) – выработка тепловой энергии потребителю. Классификация АЭС может быть произведена по различным основаниям. С точки зрения организации технологического процесса производства электроэнергии, наибольшее значение для АЭС имеет классификация по числу контуров. В настоящее время работают и строятся АЭС с различными схемами:  одноконтурные с реактором кипящего типа;  двухконтурные АЭС с водяным теплоносителем;  трехконтурные АЭС с реактором на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем. Классификация по использованию мощности:  Базовые (𝑇уст > 5000 ч/год);  Полупиковые (𝑇уст ≈ 3000 ÷ 4000 ч/год);  Пиковые (𝑇уст < 1500 ч/год); Кроме типа реактора и числа контуров другие классификационные характеристики, следующие:  конструктивные особенности реактора (канального или корпусного типа, со стержневыми или шаровыми твэлами, с естественной или принудительной циркуляцией);  вид и параметры теплоносителей;  вид замедлителя;  параметры и частота вращения турбины. Упрощенные тепловые схемы АЭС: Одноконтурная (а), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) тепловые схемы АЭС: 1 – реактор; 2 – промежуточный теплообменник; 3 – парогенератор, 4 – турбогенератор; 5 – конденсатор; 6 – конденсатный насос; 7 – пар от отбора; 8 – пар на регенеративный подогреватель; 9, 13 – регенеративные подогреватели низкого и высокого давления; 10 – деаэратор; 11 – пар на деаэратор; Требования к АЭС: 1) безопасность (общая,радиационная ,ядерная); 2) надежность; 3) экономичность. Особенности АЭС: -экологичность; -дешевизна топлива; -относительно большая удельная стоимость; -большая длительность строительста; –затраты на демонтаж; -необходимость замкнутого топливного цикла. Упрощенные тепловые схемы АТЭЦ: Упрощенная тепловая схема АТЭЦ с турбогенератором с противодавлением (а), с конденсацией и промежуточным отбором пара (б): 1 – реактор; 2 – парогенератор; 3 – РОУ; 4 – турбогенератор; 5 – пар в теплообменник контура теплового потребителя (ТП); 6 – конденсатор; 7 – конденсатный насос; 8 – конденсат из контура ТП; 9 – пар на регенеративный подогрев и в деаэратор; 10 – система регенеративного подогрева конденсата и питательной воды; 11 –циркуляционный насос. Особенности такие же как у АЭС. Упрощенная тепловая схема АСТ: Упрощенная схема подвода теплоты к тепловому потребителю на ACT: 1 – реактор; 2 – теплообменник контура теплового потребителя (сетевой подогреватель); 3 – ТП; 4 – циркуляционный насос; 5 – сетевой насос Особенности АСТ: -Реактор работает только при низких температурах; -Относительно недорогие материалы; -Простая схема; -Легкое регулирование; -В ряде случаев экономически выгодна; -Необходимость использования трехконтурной схемы; 4. Баланс энергии на АС. КПД реактора, парогенераторной установки транспорта тепла. Баланс энергии на атомной паротурбинной электростанции конденсационного тина: I — теплота реакций деления ядер; II — электроэнергия в электрическую сеть; III— теплота в окружающую среду. 𝑄𝑝 — тепловая мощность, выделенная в реакторе; 𝑄ППУ — тепловая мощность, отведенная от паропроизводительной установки; 𝑄𝐾 — тепловая мощность, отведенная в конденсаторе; 𝑁э — электрическая мощность, выработанная турбогенератором; 𝑁энт АЭС — электрическая мощность, отведенная от АЭС в электрическую сеть; 𝑁сн — часть электрической мощности, расходуемая на собственные т нужды электростанции; ∆𝑁𝑐.н. — часть мощности механизмов собственных нужд, возвращаемая в цикл электростанции; тепловые потери, отдаваемые в виде теплоты в окружающую среду от установок и оборудования электростанции: ∆𝑄ппу — от паропроизводительной установки; ∆𝑄пп — от паропроводов; ∆𝑄ПТУ — от паротурбинной установки; ∆𝑁р.у. — от распределительных и электропреобразующих устройств; ∆𝑁𝑐.н. — от механизмов собственных нужд. КПД одноконтурной АЭC: ηс = ηру · ηтр · ηэ ; Двухконтурной: ηс = ηру · ηтр1 · ηпг · ηтр2 · ηэ ; Трехконтурной: ηс = ηру · ηтр1 · ηпто · ηтр2 · ηпг · ηтр3 · ηэ . ηру - КПД реакторной установки; ηру ≈ 0,99. ηпг - КПД, учитывающий потери теплоты в парогенераторе; ηпто = 0,985 − 0,99. ηпто - КПД, учитывающий потери теплоты в промежуточном теплообменнике; ηпто ≥ 0,99. ηтрi - КПД, учитывающие потери теплоты в трубопроводах i-го контура; Для одноконтурных станций КПД трубопроводов ηтр1 ≥ 0,99, так как тепловые потери в этом случае обусловлены только потерями в окружающую среду. Утечки рабочей среды, обладающей большой активностью, здесь должны быть исключены. Такие же значения имеют КПД первых контуров двухконтурных и трехконтурных установок. На двухконтурных и трехконтурных станциях рабочая среда последнего контура нерадиоактивна. Поэтому специальные меры для предупреждения утечек здесь не предусмотрены и КПД, учитывающий потери в данных трубопроводах, можно принять равным 0,97…0,98. 5. Показатели тепловой экономичности теплофикационной АС. 6. Показатели общей экономичности АС. Себестоимость электроэнергии и теплоты, КИУМ, тарифы. Приведенные затраты Общая экономичность характеризуется: 1) Капитальными затратами на сооружение АС; 2) Себестоимостью электрической и тепловой энергии; 3) Приведенными затратами. Удельные капитальные затраты –полные затраты на сооружение станции к установленной мощности. Другое ее название – удельная стоимость 1 кВт установленной мощности. K уд  К з руб . N э кВт Удельная себестоимость электрической и тепловой энергии Вычисляется как отношение издержек производства С,руб., за определенный период времени к количеству произведенной за этот период электрической Э, кВт · ч, или тепловой Q, кДж, энергий: сэ  Сэ С ; ст  т Э Q Составляющие полных затрат на производство электроэнергии Сэ: Сэ  Стопл  Скап  Сэкспл Стопл -стоимость топлива: Скап - затраты связанные амортизацией, ремонтом, модернизацией; С экспл -эксплуатационные затраты Значение удельной себестоимости зависят от количества энергии или теплоты, произведенной на электростанции при рассматриваемом уровне затрат. Мерой интенсивности работы является коэффициент использования установленной мощности (КИУМ): КИУМ  100  N ср Эгод  100  N уст  год N уст %. Приведенные затраты: З  р  К  И , где p - норматив дисконтирования; К-капитальные затраты; И -издержки за определенный период. Пример использования критерия минимума приведённых затрат: Пусть С- некоторый условный параметр, отражающий степень совершенства станции. Чем выше совершенство АЭС, тем больше капиталовложения требуется, но уменьшается экслплуатационные затраты. Из графика видно, что: 1) Параметр С имеет оптимальное значение, при котором приведенные затраты минимальны; 2) Чем меньше норма дисконтирования, тем большее совершенство АЭС может быть достигнуто. 7. Основные схемы и термодинамические циклы насыщенного пара на атомных станциях, выбор и обоснование. 8. Основные схемы и термодинамические циклы перегретого пара на атомных станциях, выбор и обоснование. В отсутствии жестких ограничений по температуре теплоносителя цикл Ренкина на перегретом паре имеет преимущество перед циклом Ренкина на насыщенном паре за счет более высокого КПД. Это видно из диаграммы ниже, т.к. дополнительная работа за счет перегрева выше дополнительного отвода теплоты. Однако в условиях ограниченной температуры теплоносителя (АЭС с водным теплоносителем) введение перегрева требует снижения давления, что делает цикл на насыщенном паре более выгодным. Это видно из диаграммы ниже, т.к. выигрыш в работе цикла за счет перегрева заметно меньше проигрыша при отводе теплоты. Цикл на перегретом паре может быть осуществлен на АЭС с реакторами на быстрых нейтронах, при использовании в кач-ве теплоносителя ЖМТ или газов, т.к. они могут обеспечить высокие начальные параметры рабочего тела перед турбиной, то есть обеспечить цикл перегретого пара изображенный на первой диаграмме. При этом для обеспечения допустимой влажности в конце процесса расширения необходимо вводить промежуточный перегрев. Принципиальная тепловая схема энергоблока на перегретом паре 9. Влияние начальных параметров насыщенного пара на общую экономичность АС Начальные параметры: давление и температура связаны друг с другом. Из рисунка 2.2 видно, что максимальный КПД цикла Ренкина на насыщенном паре достигается при начальном давлении пара 13 – 15МПа, причем наиболее существенный рост КПД происходит до давления 7,5 МПа, замедленный рост КПД – при увеличении давления от 7,5 до 13 МПа и снижение КПД при дальнейшем увеличении давления пара. П а р  уменьшается удельный объем пара в начале процесса расширения и, следовательно, уменьшается высота лопаток первых ступеней турбины; а л  увеличивается конечная степень влажности и, следовательно, л увеличиваются потери от влажности в последних ступенях турбины е Можно рассмотреть одноконтурную АЭС: РБМК-1000 л ь↑ P: н +: о с-:  повышается тепловая экономичность паротурбинной установки  увеличивается толщина стенок ТК э  ухудшаются нейтронно-физические характеристики реактора т  требуется применение более обогащенного урана и Увеличиваются затраты на реактор вследствие м  большего расхода циркониевых сплавов :  необходимости повышения обогащения ядерного топлива Таким образом технико-экономическая задача: о (Наверно по минимуму Кз) т р и ц а т е л ь н о в Ф=P0. 11. Обоснование параметров теплоносителя и рабочего тела на АС: с РБМК. с ВВЭР, TQ-диаграмма ЯППУ. с РБН, TQ-диаграмма ЯППУ. с газоохлаждаемыми реакторами, TQ-диаграмма ЯППУ. с БРЕСТ, TQ-диаграмма ЯППУ. Двухконтурная АЭС: РБН Газоохлаждаемый реактор БРЕСТ Тепловая схема ПТУ БРЕСТ TQ-диаграмма ЯППУ АЭС с БРЕСТ 12. Обоснование параметров сепарации и промежуточного перегрева на АС. Промежуточная сепарация и перегрев в цикле насыщенного пара необходимы для уменьшения влажности пара в конце процесса расширения. Достижение допустимой степени сухости в установках с различной схемой сепарации и промежуточного перегрева определяется значением начального давления. Однократная сепарация (без промежуточного перегрева) обеспечивает влажность в допустимых пределах только в диапазоне р0 = 3,5 ÷ 4,0 МПа. Для начальных давлений в диапазоне р0 = 4,0 ÷ 8,0 МПа необходимо иметь двухкратную сепарацию, при р0 > 8,0 МПа – трехкратную сепарацию (в настоящие время не изспользуется). Параметры, при которых производится промежуточный перегрев, осуществляемый в паропроизводящем аппарате, определяются, с одной стороны, максимально возможным дополнительным выигрышем в КПД турбоустановки, а с другой стороны, конструктивными особенностями турбины. Для АЭС с турбинами на перегретом паре обычно рпп/p0=0,2÷0,3. Если осуществляется одноступенчатый перегрев, то греющей средой является свежий пар; если двухступенчатый – то свежий пар является греющей средой только для второй ступени, а в качестве греющей среды для первой степени перегрева используется пар из отбора ЦВД турбины при давлении pотб ≈0,5р0 Давление греющего пара в первой ступени ПП оказывает очень сильное влияние на тепловую экономичность паротурбинной установки. Его оптимальное значение соответствует равенству перегрева пара в первой и второй ступенях пароперегревателя. 13. Вычисление расхода пара и КПД паротурбинных установок с различными схемами промежуточной сепарации и промежуточного перегрева Расчет ПТУ с промежуточной сепарацией Рис. 2 - Схема турбоустановки работающей с промежуточной сепарацией Рис. 3 - TS-диаграмма турбоустановки работающей с промежуточной сепарацией Рис. 4- HS-диаграмма турбоустановки, работающей с промежуточной сепарацией Разделительное давление принимается из условия равенства степени сухости на выходе из цилиндров в теоретическом процессе расширения. 1. ЦВД К вл ЦВД  1  0,8  1   вл   y0  yк ЦВД 2  1  0,8  1  0,1  0  0,167  0,939. 2 Перерасчет относительного внутреннего КПД ЦВД с учетом влияния влажности: oiвл ЦВД  oi  КвлЦВД  0,885  0,939  0,831. Действительный теплоперепад в ЦВД с учетом влияния влажности: HiЦВД   oiвл ЦВД  H 0ЦВД  0,831 436,33  362,596 кДж / кг. 2.СЕПАРАТОР Определим энтальпию и энтропию пара на выходе из сепаратора: hc  f ( Pразд , x  1)  2748 кДж / кг, Sc''  f ( Pразд , x  1)  6,82 кДж / кг  K . Определим энтальпию дренажа из сепаратора: hc  640,5 кДж / кг. Доля расхода дренажа после сепарации пара находим из уравнения баланса: hкЦВД   hc  1   c   hc   c ,  hc  hкЦВД * 2738,1  2398,2 c    0,156. hс  hc 2738,1  604,7 Энтальпию питательной воды находим из уравнения баланса: hпв  1  с   hк  с  hc  1  0,156 121,4  0,156  640,5  202,26 кДж / кг. Расход пара на турбоустановку: G  H вл ЦВД i N э  1000   1   с   H iвл ЦНД   м  г 640 1000 кг  797,16 . с  362,596  1  0,156   576,03  0,975  0,97 Абсолютный внутренний КПД турбоустановки: i H  вл ЦВД i  1   с   H iвл ЦНД  h0  hпв   362,596  1  0,156  576,03  0,311. 2782,33  202,26 Абсолютный электрический КПД турбоустановки: э  i  м г  0,311  0,975  0,97  0,294. 2.2. Расчет ПТУ с двухкратной промежуточной сепарацией Рис. 5 - Установка, работающая по циклу с двухкратной промежуточной сепарацией. T  s, h  s диаграммы Коэффициент сепарации после первой промежуточной сепарации: hc1  hкЦВД 2786  2533,5  c1    0,128, hc1  hc1 2786  814,8 Коэффициент сепарации после второй промежуточной сепарации находим из уравнения баланса: hкЦСД   1   с1   1   с1   с 2   hc2   c 2  hc2 , 1  с1    hc2  hкЦСД   1  0,128   2675  2422,71 c2    0,097. hc2  hc2 2675  417,4 Энтальпия питательной воды: hпв  1   с1   с 2   hк   с1  hc1   c 2  hc2  1  0,128  0,097  121,4  0,128  814,8  0,097  417,4  238,87 кДж / кг. Расход пара на турбоустановку: G  N э  1000  вл ЦВД вл ЦСД вл ЦНД H  H  1    H  1          с1  i  с1 с 2   м г  i i 640  1000  794,23кг / с.  237,44  1  0,128  363,29  384,26·(1  0,128  0,097)   0,975  0,97 Абсолютный внутренний К.П.Д. турбоустановки: H iвл ЦВД  H iвл ЦСД  1   с1   H iвл ЦНД  1   с1   с 2  t   h0  hпв  237,44  1  0,128   363,29  384,26·(1  0,128  0,097)  0,335. 2782  238,87 Абсолютный электрический К.П.Д. турбоустановки: э  i  м г  0,335  0,975  0,97  0,316. 2.3. Расчет ПТУ с промежуточным перегревом пара свежим паром Рис. 6 - Схема ПТУ с промежуточным перегревом пара свежим паром. диаграммы T  s, h  s Температура пара после перегрева свежим паром с учетом недогрева: tпп  ts  tпп  277,7  20  257,70 С. Долю свежего пара, идущего на пароперегреватель, рассчитываем из уравнения теплового баланса: h пп  hквл ЦВД    пп   h0  h0  , hпп  hквл ЦВД 2969  2363,275  пп    0,389. h0  h0 2782,33  1225 Энтальпию питательной воды находим из уравнения теплового баланса: hпв  hк   пп  h0 121,4  0,389  1225   430,472 кДж / кг. 1   пп 1  0,389 Расход пара на турбоустановку: G 640  1000  1  0,389  N э  1000  (1   пп )   833,89кг / с. вл ЦВД вл ЦНД 419,055  708,132  0,975  0,970 H  H        i  м г i Абсолютный внутренний КПД турбоустановки: i H   H iвл ЦНД   419,055  708,132   0,338. (1   пп )   h0  hпв  (1  0,389)   2782,33  381,2  вл ЦВД i  Абсолютный электрический КПД турбоустановки: э  i  м г  0,338  0,975  0,970  0,32. 2.4. Цикл с промежуточной сепарацией и перегревом пара свежим паром Рис. 7 - Схема турбоустановки работающей с промежуточной сепарацией и перегревом пара свежим паром Рис. 8 - T-s, h-s диаграммы турбоустановки работающей с промежуточной сепарацией и перегревом пара свежим паром yкЦНД  f (hкЦНД , pк )  0,145. Долю отсепарированной влаги находим из уравнения материального баланса:    c  1  ( xc  xквл ЦНД )  1  1  yквл ЦНД   yквл ЦНД ;  c  0,145. Долю свежего пара, идущего на пароперегреватель, рассчитываем из уравнения теплового баланса: 1   с    hпп  hc   пп   h0  h0  , 1   с    hпп  hc  1  0,145   2954,31  2782,76   0,094.   h0  h0 пп 2782,33  1224,86 Энтальпию питательной воды находим из уравнения теплового баланса: (1   пп )hпв  1   с  hк   с hc   пп h0 ; hпв  1   с  hк   с hc   пп h ; hпв  1  0,145 121,4  0,145  792,74  0,094 1224,86  305,34 (1   пп ) 1  0,094 Расход пара на турбоустановку: G  H вл ЦВД i N э  1000  (1   пп )   1   с   H iвл ЦНД   м  г 640  1000  1  0,094   852,7 кг / с.  224,6  1  0,145  752,9   0,975  0,970 Абсолютный внутренний КПД турбоустановки: кДж / кг. i H  вл ЦВД i  1   с  H iвл ЦНД  1   пп  h0  hпв    224,6  1  0,145  752,91 1  0,094    2782,33  305,34   0,32. Абсолютный электрический КПД турбоустановки: э  i  м г  0,32  0,975  0,970  0,3. 2.5. Цикл с промежуточной сепарацией и двухступенчатым перегревом пара отборным и свежим паром Рисунок 9 - Схема турбоустановки работающей с промежуточной сепарацией и двухступенчатым перегревом пара отборным и свежим паром Рис. 10 - T-s, h-s диаграммы турбоустановки работающей с промежуточной сепарацией и двухступенчатым перегревом пара отборным и свежим паром Влажность в конце действительного процесса расширения в ЦВД с учетом работы ступеней на влажном паре: yквл ЦВД  f (hквл ЦВД , p разд )  0,1365. Температура пара после перегрева свежим паром с учетом недогрева: tпп 2  ts  tпп 2  277,7  15  262,70 С. Температура пара после перегрева паром отбора, с учетом, того что в двух подогревателях температура увеличивается на величину одного и того же температурного напора: tпп tпп 2  tc 262,7  168    47,350 С , 2 2 2 tпп1  tc  dtпп1  168  47,35  215,350 С. dtпп1  Выбираем давление греющего пара, такое чтобы температура его была выше температуры конденсата и постоянна независимо от влияния влажности: tгп1  tпп1  tпп1  215,35  15  230,350 С. pгп1  0,5 p0  0,5  6, 2  3,1МПа Составим уравнения материально-теплового баланса для определения долей пара, осушенных в сепараторе и отобранных на пароперегрев:    c  (1   пп1 )  ( xc  xквл ЦВД )  1  1  yквл ЦВД   yквл ЦВД ;  пп 2 (h0  h '0 )  (1   c   пп1 )(hпп 2  hпп1 );  пп1 (hгпвл1  h 'гп1 )  (1   c   пп1 )(hпп1  h ''с ). Из этих уравнений: c  0,1365;  пп1  (1   c )(hпп1  h ''с ) (1  0,1365)(2868, 25  2774,32)   0, 046; вл hгп1  h 'гп1  hпп1  h ''с 2669, 6  1017  2868, 25  2774,32  пп1  (1   c   пп1 )(hпп 2  hпп1 ) (1  0,1365  0, 046)(2973, 4  2868, 25)   0, 055; (h0  h '0 ) 2782,33  1224,86 Энтальпию питательной воды находим из уравнения теплового баланса: hпв  1   с   пп1   hк   с  hc   пп 2  h0   пп1  hгп 1   1  0,1365  0,046   121, 4  0,1365  748,88  0,055  1224,86  0,046  1017   316, 22 кДж / кг. Расход пара на турбоустановку: G  H вл ЦВД i N э  1000  (1   пп 2 )    пп1 (hгпвл1  hkвлЦВД )  1   с   пп1   H iвл ЦНД   м  г 640  1000  1  0,055    284,4  0,046  (2669,6  2497,9)  1  0,1365  0,046   739,9   0,975  0,970  810,52 кг / с. Абсолютный внутренний КПД турбоустановки: i H  вл ЦВД i   пп1 (hгпвл1  hkвлЦВД )  1   с   пп1  H iвл ЦНД   1   пп  h0  hпв   284,4  0,046  (2669,6  2497,9)  1  0,1365  0,055  739,9   0,323.  1  0,055   2782,3  316,2  Абсолютный электрический КПД турбоустановки: э  i  м г  0,323  0,975  0,970  0,305. 14. Выбор и обоснование конечных параметров пара на атомных станциях. Из рассмотренных выше циклов видно, что на тепловую экономичность паротурбинной установки влияют не только начальные, но и конечные параметры пара: чем ниже давление за турбиной (давление в конденсаторе), тем больше производимая работа и выше термический КПД установки. Снижение рк может быть достигнуто снижением температуры конденсации пара Тк, поскольку в двухфазной области между этими величинами существует однозначная связь. Температура конденсации определяется температурой охлаждающей воды, протекающей внутри трубок теплообменной поверхности конденсатора. Возможности повышения термического КПД 𝜂𝑡 при снижении давления рк представлены на рис., откуда видно, что снижение давления конденсации пара с 4 до 3 кПа дает рост 𝜂𝑡 на 2 %. График при начальном 𝑝к = 4 кПа; Однако, не все так однозначно, покажем это с помощью представленных зависимостей. Переход от давления 0, 0045 МПа в конденсаторе к 0,0035 МПа повышает термический КПД примерно на 1,5 %, но одновременно почти в 1,3 раза увеличивается объем пара – от 31,7 до 40,2 м3/кг. При постоянном массовом расходе пара через турбину рост удельных объемов пара при уменьшении давления в конденсаторе ставит ряд проблем: 1) необходимость увеличения проходных сечений последних ступеней турбины при сохранении скорости пара в направляющем и лопаточном аппаратах турбины; 2) для увеличения проходных сечений необходимо увеличивать высоты лопаток последних ступеней турбины, что ставит под вопрос надежность их работы, особенно учитывая высокую влажность пара в этой части турбины, работающей на насыщенном паре (у ≤ 0,14); 3) отказ от увеличения проходного сечения приводит к росту скорости пара на последних ступенях турбины и снижению значений η0i и ηi и потере тепловой экономичности. При этом одновременно возрастает скорость выхода пара из турбины в конденсатор и соответственно тепловая потеря с кинетической энергией потока пара. Давление в конденсаторе связано с температурой: t-Q диаграмма: ∆𝑡в = ℎк′′ − ℎк′ 523 ≈ . 𝑐𝑝 · 𝑚 𝑚 m – кратность охлаждения, 𝑚 = 𝑊в /𝐺к . 𝑡в1 зависит от:    Источника и типа водоснабжения Климатических условий Времени года Температура охлаждающей воды tвl изменяется в широких пределах, и только при ее низких значениях, высоких кратностях охлаждения и небольших δt могут быть достигнуты давления в конденсаторе, близкие к минимальным значениям. Однако в этих условиях такие значения рк окажутся неоправданными, если при этом расходы на перекачивание охлаждающей воды совместно с отчислениями от возросших капитальных затрат превысят стоимость электроэнергии, выработанной вследствие повышения КПД и мощности установки за счет снижения рк. Таким образом, значения tk(pk), кратности охлаждения m и недогрева δt должны определяться технико-экономическими расчетами. Обычно оптимальные значения кратности охлаждения m находятся в пределах от 50 до 80 кг/кг, а δt – в пределах от 3 до 6 °С. ГРАФИК ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ. 16. Расход пара, коэффициенты недовыработки, вычисление работы пара в турбине, тепловая экономичность паротурбинной установки с РППВ. Эффективность регенеративного подогрева воды зависит от его параметров. Она наибольшая при равномерном распределении подогрева воды по ступеням. Запишем выражения для расчета теплоты, работы и КПД цикла для установки, изображенной на рис в допущении, что работа насоса равна нулю. Полная работа 1 кг пара в идеальном цикле с РППВ равна сумме работ, совершенных паром во всех отсеках турбины. РППВ увеличивает расход пара на ПТУ по сравнению с циклом Ренкина без РППВ и уменьшает расход тепла на ПТУ. 17. Термодинамически и технико-экономически оптимальные параметры РППВ. Факторы, влияющие на выбор параметров регенерации: - единичная мощность агрегатов, - начальные параметры пара, - стоимость материалов и топлива. 1) z увеличивается, следовательно, увеличивается КПД цикла 2) Максимум КПД при tпвопт (термодинамически оптимальная t): 3) z увеличивается, следовательно, увеличивается оптимальная температура питательной воды 4) ↑ z → ↓ Δη С учетом экономических факторов z = 7-9, за рубежом – до 11. При выбранном числе подогревателей фактическое значение температуры питательной воды несколько ниже термодинамического оптимума. Оптимальные нагрев – равномерный, 25-30 ºС на один подогреватель. С ↑ 𝑡пв: ↓ потери в конденсаторе; ↑ недовыработка → ↓ размеры ЦНД; ↑ расход пара на турбину → ↑ размеры ЦВД; ↑ стоимость оборудования. Экономически оптимальная t (по приведенным затратам): По минимуму расчетных затрат с учетом всех факторов, рассмотренных выше: 18 Сравнительные достоинства смешивающих подогревателей как элементов тепловой схемы. Расчет схемы с регенеративными подогревателями. Достоинства: 1) Более проста конструкция; 2) 3) 4) 5) 6) 7) Меньшие капитальные затраты (в 1,5-1,8 раза по сравнению с поверхностными); Высокая надёжность; Более просты в эксплуатации и ремонте; Более экономичны; Отсутствие недогрева; Уменьшение содержания окислов меди, так как отсутствуют латунные трубки в подогревателях. Недостатки: 1) Необходимы дополнительные насосы; 2) Необходима защита от переполнения, заброса; 3) Не применимы при высоком давлении (трудно обеспечить защиту от переполнения). Расчет схемы: 1) Определяем температуру после подогревателя из условия равномерного нагрева; 2) Так как отсутствует недогрев, то tок  ts ; 3) Определяем давление в подогреватели как pп  f (t s ) ; 4) С учетом потери в трубопроводах (3%) определяем давление в отборе pотб  1, 03  pп ; 5) Энтальпию после подогревателя определяем как h  f ( pп , tок ) , в отборе h1  h0  oi  (h0  h1t ) , где h1t  f ( pотб , s0 ) 6) Составляем тепловой баланс Пример: 𝜂 · (𝛼др5 · ℎод5 + 𝛼6 · ℎ6 + 𝛼с2 · ℎс′ + 𝛼к0 · ℎок ) = 𝛼ок · ℎок6 { с 𝛼ок = 𝛼др5 + 𝛼6 + 𝛼с2 + 𝛼к0 19. Применение охладителей дренажа и пароохладителей, схемы их включения, tQ-диаграммы, расчет схем 20. Теплофикация экономичности АС. как средство повышения тепловой Теплофикацией называется снабжение потребителей тепловой (обозначают Qтф, выражают в единицах мощности), отведенной от рабочих тел тепловых двигателей, приводящих во вращение электро-генераторы электростанций. Для АЭС таким тепловым двигателем является паровая турбина. Другой тип двигателей - газовые турбины могут использоваться на АЭС с высокотемпературным газоохлаждаемым реактором. Теплофикационная установка (ТфУ) - это часть паротурбинной установки, предназначенная для выработки тепловой мощности за счет теплоты отводимого от отборов турбины пара и передачи ее в тепловую сеть для транспортировки потребителям. Отвод части рабочего тела (пара) от турбины для целей теплофиакции выгоден с точки зрения экономии топлива по сравнению с раздельным производством электроэнергии и теплоты. В то же время он требует создания достаточно сложных и дорогих инженерных сооружений - тепловых сетей для транспортировки теплоты потребителям. Наибольшая экономия топлива (наибольшая энергетическая эффективность) может быть достигнута при постоянном и максимально возможном производстве теплоты в течение года. Однако это оказывается неосуществимым из-за специфики потребителей. 22. Схемы отпуска теплоты на отопление и бытовые нужды на ТЭЦ и на АС. Регулирование отпуска теплоты (температурный график). Регулирование тепловой мощности: Особенностью ТфУ является то, что ее мощность и температурный график работы зависят от температуры наружного воздуха и никак не связаны с графиком электрической нагрузки. Эта особенность учитывается при проектировании ПТУ. Мощность теплофикационной установки определяется по уравнению: 𝑄тф = 𝐺с.в. с𝑝в (𝑡под − 𝑡обр ) где GCB — расход сетевой воды; срв — средняя изобарная теплоемкость сетевой воды. Если отпуск теплоты происходит за счет изменения расхода сетевой воды, то такое регулированне называется количественным, если за счет изменения температуры воды в подающей магистрали tпод - то качественным. Наиболее распространено качественное регулирование, а количественное используется лишь в малом диапазоне изменения среднесуточной температуры наружного воздуха tнв: от 0—2 °С до tн0= 8... 10 °С, при которой отключаются системы отопления. Примерная зависимость температур на входе и выходе ТФУ от tн.в. показана на рис.: После отключения систем отопления работа ТФУ определяется только потребностями горячего водоснабжения. Заданная температура воды после сетевого подогревателя при качественном регулировании может обеспечиваться следующими способами: 1) дросселированием греющего пара в регулирующем клапане перед его поступлением в подогреватель, за счет чего изменяются давление и температура его конденсации; 2) байпасированием части сетевой воды помимо поверхности нагрева и ее смешением с основным потоком после подогревателя; 3) поддержанием давления пара в отборе турбины, обеспечивающего нужную температуру конденсации пара, а, следовательно, и температуру воды на выходе из подогревателя. При использовании первых двух способов сетевые подогреватели подключаются к нерегулируемым отборам турбины (как и регенеративные подогреватели), давление в которых изменяется примерно пропорционально электрической мощности турбогенератора. Первый способ менее инерционен и используется в основном для пиковых подогревателей. Для основных подогревателей используется, как правило, второй способ: применение регулирующего клапана на потоке воды оказывается предпочтительным. При третьем способе фактически регулируется расход пара в турбине после камеры отбора его на сетевой подогреватель. Для этого устанавливается регулирующий клапан на перепуске пара между цилиндрами, как показано на рис. 16.4, либо следующая после отбора ступень турбины изготавливается с регулирующей поворотной диафрагмой. Турбина с такими устройствами называется турбиной с регулируемыми отборами пара. Этот способ применяется, когда при работе турбины в теплофикационном режиме расход пара в конденсатор мал по сравнению с расходом на сетевой подогреватель. А) Схема с регулируемыми отборами Б) Схема с нерегулируемыми отборами 23. Особенности ПТУ АС. Подавляющее большинство АЭС с водным теплоносителем имеет турбины на насыщенном паре (ВВЭР, РБМК). Основные особенности таких установок: 1. Относительно низкая экономичность; 2. Большие расходы пара; 3. Нарастающая влажность по ступеням Увеличение средней влажности пара на 1% приводит к уменьшению 𝜂𝑜𝑖 влтурбины примерно на 1% : Влияние влажности пара на работу турбины: Эрозия лопаток. Для снижения влияния влажности осуществляют отвод влаги из проточной части турбины. Методы отвода влаги: 1. Внешние турбинные сепараторы, устанавливаемые между корпусами турбины; 2. Внутритурбинные сепарирующие устройства. Способы борьбы с эрозией путем упрочнения лопаток: - Хромирование; - Закалка из хрома; - Упрочнение поверхностного слоя электроприводным способом; - Влагоудаляющие устройства, которые располагают не за всеми ступенями, а только в ЦНД. Допустимая влажность зависит от скорости вращения турбины. В ПТУ одноконтурной АЭС доосушивание пара перед его перегревом приводит к твердым радиоактивным отложениям. На АЭС с реакторами с ЖМТ или газовым ТН применяют циклы с перегретым паром. 24 Система сепарации и промежуточного перегрева. Структурные схемы, конструкции аппаратов, обозначения, материалы. Структурные схемы: 1) Сепарация и двухступенчатый перегрев; 2) Сепарация и одноступенчатый перегрев; 3) Перегрев пара ПТУ К-200-12,8 до температуры 500С натрием в специальных аппаратах - промежуточный пароперегреватель, входящий в состав парогенераторной установки. Типы сепараторов: 1) Вихревые; 2) Сетчатые; 3) Жалюзийные. Обозначение пример: СПП-750 (сепаратор-пароперегреватель для турбины К-750) Материалы: Корпус-сталь 22К , трубки –Сталь 20 (СПП-220М), 08Х18Н10Т (СПП-500-1), 08Х14МФ (СПП-750) Конструкции СПП 25. Конденсационная установка: назначение, состав, функции элементов, схема. 26. Источники неконденсирующихся газов в конденсаторах турбоустановок АС, влияние газов на работу конденсатора. Предельные значения присосов воздуха в конденсатор. Если поступающий пар будет содержать хотя бы очень небольшое количество неконденсирующихся газов*, например, воздуха, то пар будет конденсироваться, а газы постепенно накапливаться. *) ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ПТЭ) электрических станций и сетей строго предписывают допустимые количества присосов воздуха в турбоустановку: "... присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40100 % должны быть не выше значений, определяемых по формуле: Gв = 8 + 0.065N, для ПТУ работающей на мощности 1000 МВт: 72кг/час где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт". В результате, через некоторое время, воздух заполнит все межтрубное пространство и работа рассматриваемой конденсационной установки прекратится. Пар, поступающий в конденсатор из выхлопного патрубка турбины всегда содержит неконденсирующиеся газы,** более всего воздух, попадающий в конденсатор через неплотности фланцевых соединений, через концевые уплотнения ЦНД при нарушении режима их работы. **) В конденсаторе происходит конденсация не чистого пара, а пара содержащего воздух и другие газы, которые попадают в конденсатор из атмосферы через неплотности фланцевых соединений или растворены в паре. Присутствие воздуха и других неконденсирующихся газов существенно снижает теплоотдачу. У поверхности трубок пар конденсируется, а газ скапливается. Парциальное давление пара у стенки падает, снижается температурный напор конденсации. К тому же газ создает препятствие поступлению пара к поверхности. Наиболее опасно присутствие в конденсате кислорода, вызывающего коррозию конденсатного тракта. ПРАВИЛА ТЕХНИЧЕСКОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ (ПТЭ) электрических станций и сетей предписывают: "Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов должно быть не более 20 мкг/кг". Поэтому реальный конденсатор всегда снабжают специальным воздушным насосом. Воздушный насос - эжектор, постоянно отсасывает воздух, который поступает с паром в межтрубное пространство конденсатора. 28. Температурный напор конденсатора, понятие, его значения для ПТУ АС (14.5) 𝛿𝑡к − температурный напор в конденсаторе. При уменьшении минимального температурного напора также возрастает тепловая экономичность ПТУ, но увеличиваются теплообменная поверхность конденсатора и его стоимость. Рекомендуемые в настоящее время значения 𝛿𝑡к = 3...6 °С Взаимосвязь основных характеристик конденсатора может быть получена на основе уравнения теплопередачи: . Уравнения (14.5) и (14.7) удобно использовать для анализа работы конденсаторов в различных режимах. 29. Понятие Мероприятия «переохлаждение конденсата». по борьбе с Чем оно опасно? переохлаждением. Следствием понижения парциального давления и температуры насыщенного пара из-за присосов воздуха и парового сопротивления конденсатора является переохлаждение конденсата, под которым понимают разность температуры насыщенного пара tп при давлении паровоздушной смеси рк на входе в конденсатор и температуры конденсата tк при выходе из конденсатора, как правило, на входе в конденсатосборник (рис. 2.9): Δ tк=tп−tк. При конденсации пара из паровоздушной смеси температура образовавшегося конденсата определяется не давлением смеси, а парциальным давлением конденсирующегося пара. Чем выше содержание воздуха в паровоздушной смеси, тем меньше в соответствии с формулой (2.15) парциальное давление пара рп, а следовательно, и температура tк образующегося конденсата. В зоне массовой конденсации пара, где ε мало, переохлаждение также незначительно, а в зоне охлаждения паровоздушной смеси может достигать 6…7 °С. Переохлаждение конденсата зависит от конструкции конденсатора, его паровой нагрузки, температуры охлаждающей воды, воздушной плотности аппарата, а также эффективности работы эжектора. Переохлаждение конденсата без соответствующего снижения давления в горловине конденсатора означает уменьшение теплосодержания рабочего тела, поступающего в систему регенерации, а затем в паровой котел (парогенератор). Это приводит к дополнительным затратам топлива для получения необходимых параметров свежего пара. Основным отрицательным последствием переохлаждения образовавшегося конденсата является его насыщение кислородом, который вызывает и активизирует коррозию тракта конденсата от конденсатора до деаэратора; продукты коррозии попадают также в паровой котел и в турбину, снижая их эффективность и надежность. Насыщение конденсата кислородом объясняется тем, что при охлаждении конденсата ниже температуры насыщения происходит интенсивное поглощение кислорода из парогазовой смеси. Процесс абсорбции кислорода в жидкую фазу начинается при конденсации пара на пленке конденсата, образующейся на охлаждаемых трубках. Для сведения до минимума переохлаждения конденсата современные конденсаторы выполняются регенеративными—в них конденсат, сливающийся с поверхности теплообмена в конденсатосборник, подогревается встречным течением основного потока пара. Этой же цели служат различные конструктивные решения по компоновке трубных пучков конденсаторов (организация проходов пара в застойные зоны, установка различных направляющих щитов и устройств, разбрызгивающих конденсат при сливе его в конденсатосборник, и др.). 30 Компоновка и конструкции конденсаторов. Основные элементы. Форма, размеры, способы крепления и материалы конденсаторных трубок. Назначение воздухоохладителя конденсатора, устройство. Рис.1. Конденсатор подвального типа 1 — корпус, 2 — трубные доски, 3 — трубки, 4 — передняя водяная камера, 5 — задняя (поворотная) водяная камера, 6 — перегородка водяной камеры, 7 — патрубок подвода циркуляционной воды, 8 — патрубок выхода циркуляционной воды, 9 — переходный патрубок (горловина) конденсатора, 10 — патрубки отсоса паровоздушный смеси, 11 — паровые щиты, 12 — воздухоохладитель, 13, 14 — первый и второй потоки воды соответственно, 15 — конденсатосборник, 16 — промежуточные перегородки, 17 — окна в промежуточных перегородках, 18 — сбросное устройство для пара, 19 — трубы выхода пара из камер отбора ЦНД, А — вход пара в конденсатор, Б — отсос паровоздушной смеси, В — отвод конденсата, Г — вход охлаждающей воды, Д — выход охлаждающей воды, Е — сброс пара из котла (парогенератора), Ж— выход пара из отборов ЦНД Компоновка конденсаторов: 1. Подвальный (конденсатор расположен под турбиной, обычно в пределах фундамента агрегата); 2. Боковой (корпус конденсатора расположен сбоку от турбины за пределами ее фундамента); 3. Интегральный (трубный пучок компонуется во внешнем корпусе ЦНД или в его части). Рис. 3. Схема подвального продольного расположения конденсатора Рис.4. Схема бокового продольного расположения конденсатора Рис.5. Схема интегрального продольного расположения конденсатора Основные элементы: 1) Корпус; 2) Водяные камеры, отделенные от парового пространства трубными досками; 3) Конденсатосборник. Рис.6. Принципиальные схемы компоновочных решений трубного пучка конденсаторов. а — с нисходящим потоком пара, б — с восходящим потоком пара, в — с центральным потоком пара, г — с боковым потоком пара; А — пар из турбины, В — отсос воздуха Материалы трубок: 1) 2) 3) 4) Латунь Л-68 и ЛО-70-1; Медно-никелевый сплав МНЖ-5-1; Нержавеющая сталь Х18Н10Т; Титан ВТ1-0 Трубки крепятся в трубных пучках вальцовкой. Для лучшей плотности: 1) битумная или эпоксидная обмазка; 2) сварное соединение стальных трубок с трубными досками; 3) Двойные трубные доски. Компоновка трубного пучка: 1) Ленточная; 2) Модульная. Назначение воздухоохладителя - понижение температуры смеси, поступающей к эжекторам, т.к. при этом увеличивается доля воздуха в отсасываемой смеси. (Эжектор будет в этом случае действительно отсасывать воздух, а не пар). 31. Рациональные компоновки трубного пучка в конденсаторах турбин АС. 32. Способы чистки конденсаторных трубок. Почему их чистят только изнутри? Вода, забираемая из природного водоема, как правило, проходит только механические фильтры, устанавливаемые перед насосами. На внутренних поверхностях конденсаторных трубок образуются отложения (наносные, низкотемпературные карбонатные накипеобразования), которые могут заметно снизить коэффициент теплопередачи и ухудшить вакуум. Чистка конденсаторов не проводится по паровой стороне из-за чистоты пара, выходящего из последней ступени турбины. Для периодической очистки трубок применяют различные, в основном механические, методы. Наиболее перспективным для широкого применения в настоящее время считается метод очистки с помощью резиновых шариков. Шарики имеют диаметр на 1...2 мм больше, чем внутренний диаметр трубок. При входе в трубку шарик сжимается и проходит трубку, плотно прилегая к поверхности. Принцип действия СШО позволяет вести непрерывную механическую очистку трубной системы конденсатора при любой нагрузке турбоагрегата. Применение СШО позволяет уменьшить удельный расход теплоты на турбоустановку и повысить надежность и экономичность работы конденсационной установки. Применение СШО увеличивает экономичность блока в среднем на 2 %. В отечественной энергетике внедрение СШО происходит крайне медленно из-за несовершенства конструкции и слабой степени автоматизации. При использовании системы шарикоочистки требуется соблюдение определенных условий эксплуатации. Перед включением СШО конденсаторные трубки должны быть тщательно очищены от всех видов отложений. Подача шариков в сильно загрязненный конденсатор может вызвать закупорку трубок шариками. Закупорка трубок шариками может возникнуть также при наличии местного сужения трубок, например, из-за повреждения трубок. 34. Крепление конденсаторов к строительным конструкциям здания 35. Виды эжекторов, параметры рабочей среды. Виды эжекторных устройств По своему конструктивному исполнению и принципу действия эжекторные насосы могут относиться к одной из следующих категорий. Паровые При помощи таких эжекторных устройств из замкнутых пространств откачиваются газовые среды, а также поддерживается разреженное состояние воздуха. Работающие по такому принципу устройства имеют широкую область применения. Пароструйные В таких устройствах для отсасывания газообразных или жидких сред из замкнутого пространства используется энергия струи пара. Принцип работы эжектора данного типа заключается в том, что пар, вылетающий из сопла установки с большой скоростью, увлекает за собой транспортируемую среду, выходящую через кольцевой канал, расположенный вокруг сопла. Эжекторные насосные станции данного типа применяются преимущественно для быстрого откачивания воды из помещений судов различного назначения. Газовые Станции с эжектором данного типа, принцип действия которых основан на том, что сжатие газовой среды, изначально находящейся под низким давлением, происходит за счет высоконапорных газов, используются в газовой промышленности. Описанный процесс протекает в камере смешения, откуда поток перекачиваемой среды направляется в диффузор, где происходит его торможение, а значит, рост давления. Параметры рабочего пара Влияние параметров рабочего пара на характеристики работы эжекторов рассмотрено в [18,28,64,96,103,106-110]. Основным параметром рабочего пара при выборе источника является давление [14,16]. Согласно [108,109], температура рабочего пара, точнее, величина перегрева пара относительно температуры насыщения при его давлении, значительного влияния на параметры работы эжектора не оказывает. Повышение величины перегрева влечёт уменьшение расхода рабочего пара через сопло из-за увеличения удельного объёма. При этом рабочий пар более высокой температуры обладает большей энергией и повышает коэффициент инжекции. Уменьшение расхода пара и увеличение коэффициента инжекции компенсируют друг друга. Первые многоступенчатые пароструйные эжекторы завода ЛМЗ (ЭП-3600, ЭП-2-400), применяемые для конденсационных установок, и традиционно рассчитываемые на давление рабочего пара Ррп=1,3 МПа [12,14], позднее по разработкам, описанным в [110], заменены на конструкции эжекторов с давлением пара Ррп=0,49 МПа. Эжекторы с таким давлением рабочего пара чаще всего устанавливаются на современных турбинах, т.к. в качестве рабочего тела может быть использован пар, отбираемый с головок деаэратора при давлении около Ррп=0,6-0,7 МПа [28,84]. Трёхступенчатые пароструйные эжекторы разработаны УТЗ и ХТЗ – на давление рабочего пара Ррп=0,49-0,51 МПа, за исключением эжекторов ХТЗ для турбин АЭС; давление рабочего пара у этих эжекторов составляло до Ррп=0,82 МПа [28,84-86]. Некоторые эжекторы, например ряд эжекторов КТЗ, рассчитанных на давление рабочего пара Ррп=1,6 МПа [18,28,87], спроектированы под конкретные условия работы и источники рабочего пара. Известен ряд работ, связанных с переводом эжекторов на пониженные давления рабочего пара. В работе [111] не только выполнен расчёт струйных аппаратов для давления рабочего пара Ризб=0,5 МПа, но и предложены конструкторские решения выполнения новых струйных аппаратов для эжектора ЭП-3-600, расчётное давление которого составляет Ррп=1,3 МПа. При этом замена струйных аппаратов на новые, рассчитанные на давление Ррп=0,5 МПа, осуществляется без конструктивных изменений в корпусе эжектора. Т.к. выходной диаметр сопла первой ступени значительно увеличен, сопло выполняется сборным. Интересно отметить, что согласно [112], фактические значения давлений рабочего пара, подаваемого на эжекторы в процессе эксплуатации, часто завышены по сравнению с расчётными. Исходя из данных [14], это, также как и понижение давления ниже расчётного, может приводить к ухудшению эффективности функционирования эжектора – повышению давления всасывания. 36. Пароструйные эжекторы: назначение, принцип действия, схематичное устройство, многоступенчатые эжекторы. Эжектор — устройство, в котором происходит передача кинетической энергии от одной среды, движущейся с большей скоростью, к другой. Виды эжекторов и их назначение 1. основные эжекторы, предназначенные для удаления воздуха из конденсатора при нормальной работе турбины; 2. пусковые эжекторы, создающие при пуске турбоустановки разрежение в паровом пространстве конденсатора (при достижении давления 20―30 кПа пусковые эжекторы отключаются и включаются основные эжекторы); 3. Эжектор уплотнения служит для отсоса пара в камере уплотнения. Схема работы струйного насоса показана на рис. 1. Принцип действия пароструйного и водоструйного эжекторов одинаков. Рабочее тело (пар или вода) под давлением подается в приемную камеру 1, откуда через суживающееся сопло 2 (или несколько сопл) с большой скоростью направляется в камеру смешения 3, соединенную с паровым пространством конденсатора. Рис.1. Принципиальная схема эжектора. А - паровоздушная смесь из конденсатора, Б - подвод рабочего тела (пар или вода), В - выход смеси Струя рабочего тела, обладая большой кинетической энергией, увлекает за собой паровоздушную смесь из камеры смешения через проточную часть, состоящую из суживающейся 4 и цилиндрической 5 частей канала, а также диффузора 6, в котором происходит преобразование кинетической энергии потока в потенциальную, и повышение его давления выше барометрического. В пароструйном эжекторе рабочий пар, поступающий в приемную камеру с давлением рр, расширяется в сопле до давления насыщения рн в камере смешения. Поскольку отношение давлений рн/рр ниже критического, в эжекторах применяются сопла Лаваля. Применение суживающейся (конфузорной) части 4 канала позволяет увеличить количество отсасываемого воздуха, при котором наступает перегрузка эжектора. Схема двухступенчатого пароструйного эжектора представлена на рис.2. После первой ступени эжектора отсасываемая из конденсатора паровоздушная смесь попадает в охладитель (холодильник), где происходит конденсация части пара. Оставшаяся смесь поступает для дальнейшего сжатия во вторую ступень эжектора с меньшим остаточным содержанием пара, что создает условия для сжатия смеси с меньшей затратой энергии. Расход рабочего пара в трехступенчатом эжекторе может быть на 20―25 % ниже, чем в двухступенчатом. Конденсат из охладителей отводится раздельно или каскадно через холодильники в конденсатор, что позволяет предотвратить потери рабочего тела. Чтобы вместе с конденсатом из охладителей в конденсатор не возвращался воздух, обычно используют гидравлический затвор. Рис. 2. Принципиальная схема двухступенчатого пароструйного эжектора. I, II — первая и вторая ступени эжектора; 1 — конденсатор, 2 — конденсатный насос, 3 — холодильник, 4 — вход паровоздушной смеси, 5 — подвод рабочего пара, 6 — выхлоп эжектора, 7 — вход охлаждающей воды, 8 — линия рециркуляции, 9 — линия конденсата, 10 — каскадный сброс дренажа, 11 — отвод дренажа в конденсатор 37. Структурные схемы системы регенеративного подогрева на АС 38. КИП и автоматика регенеративных подогревателей КИП и автоматика позволяет поддерживать нормальный режим работы регенеративной системы и осуществлять контроль за работой подогревателей. Установка на подогревателях следующих автоматических устройств: а) Автоматических регуляторов уровня конденсата греющего пара б) Автоматических устройств для принудительного закрытия обратных клапанов отборов. в) Автоматических устройств, предохраняющих ПВД от переполнения водой . Регенеративные подогреватели имеют следующие КИП: а) манометры и мановакуумметры для измерения давления и разрежения в камерах отборов пара и у регенеративных подогревателей; б) термометры для измерения температуры пара в паропроводах отбора; в) термометры или термопары для измерения температуры воды перед и за каждым подогревателем; г) расходомер на напорном трубопроводе конденсатного насоса после ПНД и водомер, указывающий расход питательной воды, проходящей через ПВД; д) указатели уровня конденсата в подогревателях; е) самопишущий прибор, показывающий и записывающий температуру питательной воды после регенеративных подогревателей. 40. Конструкция регенеративных подогревателей   требования к конструкциям Надежность, меньше продуктов коррозии, дешевле и менее трудоемкий ремонт? смешивающие ПНД + 1. Простота - 2. Дешевизна 3. Более высокая тепловая экономичность установки 4. Нулевой недогрев 5. Меньше продуктов коррозии  поверхностные ПНД + 1.Независимость давления воды и пара; 2.Возможность использования одного Насоса 3. Лучше массогабаритные характеристики  1. Необходимость установки перекачивающих насосов после каждого подогревателя либо располагать подогреватель предстоящей ступени на более высокой отметке 2. Необходима защита от переполнения конденсатом 3. Смешивающие ПНД проигрывают поверхностным по массога 1.Недогрев воды до ts 2.Более высокая стоимость и меньшая надежность, чем у смеш. подогр. 3. Трудоемкие и дорогие ремонтные работы коллекторно-спиральные ПВД Наибольшее распространение в стране получили коллекторно-спиральные ПВД. Поверхность нагрева в них набирается из трубчатых спиральных элементов, объединяемых раздающими и собирающими воду вертикальными коллекторными трубами. Спирали изготавливаются из гладких труб, выполненных из углеродистой стали (стали 20) с наружным диаметром и толщиной стенки 32x4, 32x5 или 22x3,5 мм. Уменьшение диаметра теплопередающих труб позволяет снизить металлоемкость и стоимость подогревателей, однако технология навивки спиралей является здесь ограничивающим фактором. Соединение коллекторных труб с подводящим и отводящим питательную воду патрубками осуществляется в нижней части подогревателя с помощью специальных развилок и тройников. Коллекторноспиральный ПВД показан на рис. 15.11. Теплообменную поверхность ПВД заключают в корпус и с помощью специальных конструктивных решений разделяют на зоны: охлаждения пара (ОП) с температурой стенки выше температуры насыщения; конденсации греющего пара (КП) и охлаждения конденсата (ОК). Зона ОП позволяет более эффективно использовать энергетический потенциал греющего пара, уменьшить суммарную теплопередающую поверхность, повысить температуру воды на выходе. Выделение зоны ОК также приводит к некоторому повышению тепловой экономичности установки и обеспечивает отсутствие вскипания конденсата (дренажа подогревателя) в трубопроводе, отводящем его в подогреватель с меньшим давлением. 1,2 – входной и выходной коллектор, 3 - трубы Недостаточно высокий уровень надежности коллекторно-спиральных ПВД стал причиной поиска альтернативных решений. Одно из них — подогреватель камерного типа горизонтального или вертикального исполнения с трубной доской, в которой крепятся трубы теплообменной поверхности.  камерные ПВД На рис. 9.5 показан подогреватель с трубной доской без выделенных поверхностей ОП и ОД. Как видно из рисунка, греющий пар подается в верхнюю часть корпуса и конденсируется на наружных поверхностях вертикальных Uобразных труб. Движение пара определяется горизонтальными перегородками. Конденсат греющего пара отводится из нижней части корпуса. Для того чтобы с конденсатом не перетекало и некоторое количество пара (что при каскадном сливе дренажа приведет к уменьшению тепловой экономичности установки, а при подаче дренажа в линию основного конденсата — к срывам в работе дренажного насоса), в подогревателе регулятором поддерживается постоянный уровень. Нагреваемая вода подается во входную часть камеры, проходит U-образные трубы и попадает в другое отделение. Если подогреватель двухходовой, то вода здесь отводится через выходной штуцер. При четырехходовом подогревателе вода делает еще два хода. Требуемое движение воды обеспечивается устройством перегородок в водяной камере. На корпусе подогревателя имеются штуцера для перепуска неконденсирующихся газов и подвода дренажей из подогревателя более высокого давления. Неконденсирующиеся газы в подогревателях низкого давления перепускаются из одного подогревателя в другой, а из последнего — в конденсатор. А в ПВД - + ОП и ОД 41. Недостатки и пути совершенствования регенеративных подогревателей Недостатки смешивающих: 1) необходимость установки дополнительных насосов 2) необходима защита от переполнения конденсатом и от заброса конденсата в турбину 3) при высоком давлении в отборе защиту от переполнения трудно обеспечить Недостатки поверхностных: 1) недогрев 2) уменьшение недогева ведем к увеличению площади поверхности трубок 3) более высокая стоимость 4) меньшая надежность 5) возможны коррозионные повреждения трубок, появление на них отложений 42. Деаэрация воды на АС. Назначение, физические основы, условия эффективной деаэрации. Схемы включения деаэраторов питательной воды Деаэратор - это совокупность нескольких деаэрационных колонок и деаэрационных баков, основное назначение которого – обеспечение требуемого качества питательной воды относительно растворенных в ней газообразных примесей Большинство деаэраторов выполняется в виде вертикальной цилиндрической колонки, которая размещается над бакомаккумулятором. Бак-аккумулятор предназначен для аккумулирования запаса питательной воды, а также в нем заканчивается процесс дегазации воды. В деаэрационной колонке организованы прогрев воды, ее дегазация, отвод неконденсирующихся газов. Для подогрева воды до состояния насыщения в нижнюю часть колонки подводится пар. Деаэрируемая вода поступает в колонку сверху. Коэффициент теплоотдачи от пара к недогретой до температуры насыщения воды при непосредственном их контакте достигает, как правило больших значений. Следовательно, для повышения эффективности подогрева воды, как и ее деаэрации, необходимо увеличение площади контакта, для этого возможно использование различных способов. Физические основы Процесс выделения газов из воды подчиняется закону Генри и Дальтона. Закон Генри: в стационарном состоянии (абсорбция и десорбция отсутствуют) устанавливается прямая пропорциональная связь между парциальным давлением компонента в смеси газа и паров над жидким раствором и концентрацией компонента в растворе. pi  K i xi . Закон Дальтона: полное давление смеси равно сумме их парциальных давлений р  рH2О  i pгi Из равенств следует, что в состоянии равновесия газы будут присутствовать как в смеси над жидкостью, так и в растворенном виде в жидкости. Давление паров воды в этом случае pH2O  p и для полного удаления газов необходимо, чтобы  i pгi  0 или pH2O  p Условие эффективной деаэрации: Таким образом сущность деаэрации сводиться к: 1) Нагрев воды до кипения; 2) Создания возможно большего парциального давления паров. Схемы включения деаэраторов: 1) Вильчатая схема (предвключенная схема); 2) В качестве самостоятельной ступени на постоянном давлении; 3) В качестве самостоятельной ступени на скользящем давлении. Рис.2. Схемы включения деаэратора. А-вильчатая; Б-схема на скользящем давлении; В-на постоянном давлении 43. Структурная деаэратора схема деаэрационной установки, расчет 44. Струйно-барботажные деаэраторы питательной воды на АС: конструкция, обозначения, материалы, размещение в главном корпусе АС Размещение деаэраторов на электростанциях Термические деаэраторы устанавливают на такой высоте над осью входного патрубка питательного насоса, чтобы обеспечивался подпор сверх давления водяных паров при температуре воды, необходимой для безаварийной работы питательных насосов. Требуемая величина подпора определяется паспортными данными насоса. Давление на входе в насос складывается из давления в деаэраторе и гидростатического давления веса водяного столба (за вычетом гидравлического сопротивления всасывающего трубопровода, которое по нормам проектирования не должно превышать 1000 мм.в.ст. Для деаэраторов повышенного давления высота установки деаэраторов обычно составляет 20-27 м. Обычно деаэратор располагают в специально выделенном помещении, примыкающем к машинному залу - деаэраторной этажерке. Иногда деаэратор размещается непосредственно в машинном зале на специальной площадке, если позволяет высота машзала и пролет площадки. Выбор места установки деаэратора определяют при проектировании на основании технико-экономических расчетов, так как оно сильно влияет на стоимость сооружения главного корпуса. Устройство деаэрационной колонки ДП-1600-2 Деаэрационная колонка представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд 1 диаметром 3400 мм и высотой 4780 мм, к торцам которого приварены верхнее 2 и нижнее 10 эллиптические днища. Через штуцер Д в верхнем днище отводится выпар, через штуцер в нижнем днище отводится деаэрированная вода в бак-аккумулятор. В верхней части колонки диаметрально противоположно расположены два штуцера для подвода основного конденсата. Внутри колонки в верхней ее части расположено смесительно-распределительное устройство 3. Оно состоит из приваренного к корпусу колонки кольца, на котором установлены две обечайки. Наружная обечайка имеет окна для прохода воды к горловине, по периметру которой приварены планки для упорядочения потока воды. Ниже расположена струйная тарелка 4, имеющая 7820 отверстий диаметром 8 мм для прохода воды. Струйная тарелка крепится ребрами к деаэрационной колонке. Ниже тарелки на корпусе расположен люк для осмотра струйной тарелки и смесительно-распределительного устройства. Под струйной тарелкой размещается перепускной лист 5 в форме тарелки с обрезанным краем, приваренная по периметру к обечайке барботажного устройства 6. Слив воды - со стороны обреза. Поверхность листа, разделена концентрическими ребрами, которые имеют перепускные окна, на три кольца. В центре перепускного листа имеется кольцевой зазор для прохода пара, образуемый обечайками листа и гидрозатвора барботажного устройства. Под перепускным листом размещается перфорированный лист барботажного устройства, имеющий около 2800 отверстий диаметром 88 мм для прохода пара. Со стороны, противоположной под воду воды, находятся 4 водосливные трубы - 8 диаметром 426 мм и две трубы - 12 для заливки гидрозатвора - 7. Трубы выступают над поверхностью листа и образуют водослив. Барботажный лист снизу имеет 12 ребер жесткости, к которым крепится короб гидрозатвора. Водосливные трубы связаны посредством ребер жесткости с барботажным листом и обечайкой нижнего эллиптического днища. Под барботажным листом закреплен перфорированный коллектор – 9 для подвода греющего пара диаметром 426 мм и имеющий 245 отверстий диаметром 25 мм. Конструкция деаэраторного бака Деаэраторный бак ДБП-185-2 представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд диаметром 3442 мм и длиной 2315 мм, установленный на двух катковых опорах со средним неподвижным упором между ними. Между штуцерами деаэрационных колонок сверху бака находится люк для внутреннего осмотра и производства ремонтных работ. Внутри бака установлена стационарная лестница. Дренаж греющего пара ПВД-6 и конденсат СПП подводится через перфорированные штуцера (И) и (Т) по краям деаэраторного бака. Там же расположены штуцера для подвода рециркуляции ТПН и уравнительного трубопровода по пару. Внутри деаэраторного бака установлено переливное устройство, воронка которого находится на отметке максимально допустимого уровня воды 1200 мм выше оси бака. Забор питательной воды из каждого бака осуществляется на высоте 100-150 мм от дна бака через два штуцера, расположенных вблизи торцов бака. Такая схема применяется для избежания застойных зон и образования отложений в баке. В штуцерах отвода питательной воды для упорядочения потока воды устанавливаются крестовины. В нижней части бака имеются штуцера опорожнения бака и уравнительной линии по воде. Импульсно-предохранительное устройство Устройство и принцип действия Основными компонентами импульсно-предохранительного устройства (ИПУ) являются главный предохранительный клапан производства ПО «Сибэнергомаш» и управляющий импульсный клапан производства АО «Тасмо». В системе деаэрационно-питательной установки на коллекторе греющего пара деаэратора установлены главные предохранительные клапаны аналогичные установленным на КСН. Импульсный клапан состоит из корпуса, сильфонного узла поз.2, седла поз.3 с конической уплотнительной поверхностью, тарели поз.4 с прямоугольной уплотнительной кромкой, переходника поз.5, направляющей поз.7, опорой поз.8, на которую воздействует пружина поз.9. В нормальном режиме работы ИК находится в закрытом положении. Пружина поз.9 прижимает тарель поз.4 к седлу поз.3, обеспечивая герметичность. При повышении давления в Д-7ата и достижения давления открытия ИК открывается. Через открытый ИК пар поступает в поршневую камеру главного клапана, последний, открываясь, выпускает пар в атмосферу. Происходит снижение давления пара в Д-7ата до рабочего. После снижения давления до рабочего тарель поз.4 садится на седло поз.3 и пропуск пара в главный предохранительный клапан прекращается. Благодаря равенству эффективных площадей сильфона поз.2 и тарели поз.4 исключено воздействие давления на выходе из ИК на давление в Д-7 ата. Для согласованной работы ИК и ГПК в линии сброса давления из рабочей камеры ГПК устанавливается дроссельная шайба диаметром 8 мм. С помощью приспособления, которое устанавливается на ИК, выполняется принудительное открытие или закрытие ИК. Для принудительного открытия или закрытия ИК снимается крышка поз.11. Приспособление наворачивается на резьбу фланца ИК до упора. Скоба поз.2 вставляется в паз стакана поз.1, охватывая одновременно шток поз.10 ИК и шток поз.3 приспособления. Для открытия ИК маховичок поз.4 необходимо вращать по стрелке «Откр», для закрытия - по стрелке «Закр». Приспособление к клапану импульсному 1-стакан 2-скоба 3-шток 4-маховичок Клапан импульсный 1-штуцер выхода пара 2-сильфонный узел 3-седло 4-тарель 5-переходник 6-крышка 7-направляющая 8-опора 9-пружина 10-шток 11-крышка 46. Схемы сетевой подогревателей установки и конструкции сетевых На Рисунке 1 представлена принципиальная схема теплоподготовительной установки АТЭЦ. Между реактором 17 и парогенератором 1 включен промежуточный контур. В парогенераторе вырабатывается «чистый» пар, т.е. пар, не загрязненный радиоактивными веществами, что существенно упрощает схему и оборудование теплофикационной установки АТЭЦ, так как позволяет использовать отработавший в турбине пар как греющий теплоноситель в теплоподготовительной установке. Рисунок 1. Принципиальная схема теплоподготовительной установки АТЭЦ 1 — парогенератор, 2 — турбина, 3 — электрогенератор, 4 — конденсатор, 5, 6, 7 — теплофикационные подогреватели нижней, средней и верхней ступени соответственно, 8 — бустерный насос, 9— сетевой насос, 10 — химводоочистка, 11 — деаэратор подпитки теплосети, 12 — подпиточный насос, 13 — регулятор подпитки, 14 — насос химводоочистки, 15 — обратный водяной коллектор, 16 — подающий водяной коллектор, 17 — атомный реактор, 18 — компенсатор объема, 19 — насос промежуточного контура, 20 — конденсатный насос, 21 — сепаратор влаги, 22 — регенеративные подогреватели низкого давления, 23 — станционный деаэратор, 24 — питательный насос, 25 — регенеративные подогреватели высокого давления, 26 — пароперегреватель, 27 — редуктор На Рисунке 2 в качестве примера изображен сетевой подогреватель вертикального типа ПСВ-500-14-23. Аппарат по своей конструкции является типовым. Подогреватель состоит из цилиндрического корпуса 2 с патрубком для ввода греющего пара В и расположенной над корпусом верхней водяной камеры 1 со сдвоенным патрубком для подвода и отвода се тевой воды. Внутри корпуса размещается поверхность нагрева в виде пучка прямых трубок 3 диаметром 19х1 мм. Трубки верхними концами развальцованы в трубной доске, прижатой шпильками к фланцу корпуса. К трубной доске на шпильках крепится фланец верхней водяной камеры. Нижние концы трубок развальцованы в другой трубной доске, к которой на фланце присоединяется крышка нижней водяной камеры 6. Температура сетевой воды на входе в подогреватель и ее подогрев изменяются в зависимости от температурного режима теплосети и режима работы теплофикационной установки. Соответственно в процессе эксплуатации изменяется и температура трубок поверхности нагрева подогревателя. Корпус подогревателя при работе приобретает температуру, близкую к температуре насыщения греющего пара отбора, которая всегда выше температуры сетевой воды. В результате возникает переменная разность температур между корпусом и трубками подогревателя, которая максимально может достигать 20―30 °С. Нижнюю водяную камеру принято называть плавающей водяной камерой; ее вертикальные перемещения компенсируют разность температурных удлинений трубок и корпуса подогревателя и тем самым исключают появление в трубках компенсационных усилий и напряжений. Для компенсации нагрузки на трубные доски, вызванной разностью давлений сетевой воды и греющего пара, используются шесть анкерных связей, соединяющих трубные доски с крышками водяных камер. Корпус подогревателя в месте приварки парового патрубка усиливается накладкой. Рис. 2. Подогреватель сетевой воды ПСВ-500-14-23 Перечень присоединений: А – вход сетевой воды; Б – выход сетевой воды; В – вход пара; Д – выход конденсата пара; Г – подвод конденсата; Ж – отвод парогазовой смеси; И – отвод к водоуказательному прибору 1 — верхняя водяная камера, 2 — корпус, 3 — трубная система, 4 — опорные лапы, 5 — каркасные трубы, 6 — плавающая водяная камера, 7 — анкерные связи трубной доски, 8 — пароотбойный щит, 9 — промежуточная трубная перегородка В нижней части корпуса подогревателя имеется фланец Д для присоединения трубопровода отвода дренажа (конденсата греющего пара). Выше него на корпусе подогревателя, на уровне плавающей водяной камеры, имеется патрубок Г, служащий для подвода конденсата греющего пара от верхнего сетевого подогревателя при каскадном сливе. В нижней части плавающей водяной камеры имеется штуцер для опорожнения трубной системы от сетевой воды перед ремонтом. На корпусе подогревателя выше плавающей водяной камеры расположен штуцер для отсоса воздуха из подогревателя. Для предохранения трубного пучка от воздействия динамического напора потока пара и эрозии их каплями воды, поступающими с влажным паром из отбора турбины, а также для увеличения периметра натекания пара в трубный пучок служит пароотбойный щиток, устанавливаемый в месте ввода греющего пара. На патрубках отвода греющего пара, а также подвода и отвода сетевой воды устанавливаются гильзы для манометров, а на паровом патрубке имеется штуцер для присоединения манометра. В нижней части корпуса подогревателя устанавливается водоуказательное стекло для измерения уровня конденсата. Рядом с ним имеется штуцер для присоединения импульсного устройства для автоматического регулирования уровня конденсата в подогревателе. Поперечное обтекание паром трубного пучка обеспечивается установкой горизонтальных направляющих сегментных перегородок 9, каждая из которых перекрывает немного более половины площади горизонтального сечения корпуса подогревателя. Общее количество горизонтальных перегородок по высоте корпуса подогревателя определяется на основе теплового и вибрационного расчетов и может достигать шести. Горизонтальные перегородки и вертикальный пароотбойный щиток крепятся электросваркой на шести каркасных трубах, соединяющих верхнюю и нижнюю трубные доски. Верхняя водяная камера снабжается перегородкой, обеспечивающей двухходовое движение воды в подогревателе. Нижняя водяная камера выполняет функцию поворотной. Увеличение числа ходов воды до четырех приводит к увеличению длины пути воды в аппарате и коэффициента теплоотдачи, что позволяет получить экономию на капиталовложениях (меньше поверхность нагрева и затраты металла на подогреватель). Одновременно увеличивается гидравлическое сопротивление подогревателя по сетевой воде, что приводит к перерасходу электроэнергии на привод сетевых насосов и, следовательно, к росту эксплуатационных расходов. Оптимальное решение находится с помощью технико-экономических расчетов. Аппарат устанавливается на опорах-лапах 4, приваренных к корпусу и опирающихся на перекрытия или специальные стальные конструкции. Фланцы корпуса и водяных камер, а также трубные доски выполняются из стали 20К, остальные элементы – из Ст.3сп. 47. Испарительные и расширительные установки на АС: схема, устройство, баланс, tQ-диаграмма Расширитель непрерывной продувки (Р) служит для уменьшения потери рабочего тела и сохранения части теплоты, сбрасываемой с непрерывной продувкой из корпуса парогенератора АЭС с естественной циркуляцией или барабана котла ТЭС. В прямоточных парогенераторах продувка отсутствует. Расчетная схема расширителя представлена на рис. 5.8. Перед входом в расширитель кипящая продувочная вода проходит через редукционное устройство, где ее давление падает и часть воды переходит в пар. В расширителе пароводяная смесь разделяется на чистый пар, который отводится в тепловую схему, и воду, которая содержит все выводимые с продувкой примеси и отводится для очистки или сбрасывается в канализацию. Цель расчета расширителя заключается в определении относительных расходов пара αр и воды αв по принятому расходу продувочной воды αпр на основе решения уравнений материального и теплового балансов Для любой турбины необходима подача пара для концевых лабиринтовых уплотнений. Пар на уплотнения турбин двухконтурных АЭС подводится от паровой линии собственных нужд, связанной со вторым контуром и поэтому он нерадиоактивен. Радиоактивный пар одноконтурной АЭС нельзя использовать в концевых уплотнениях, чтобы не ухудшать радиационную обстановку машинного зала. Поэтому для питания концевых уплотнений турбин на одноконтурных АЭС включают в их регенеративную систему испарители для выработки нерадиоактивного пара. Испаритель представляет собой поверхностный теплообменник, в котором за счет теплоты конденсации греющего первичного пара происходит парообразование воды, которая подается из деаэратора. Конденсат греющего пара отводится в систему регенерации. Вторичный пар испарителя направляется в лабиринтовые уплотнения турбины. Обычно на турбину устанавливают два испарителя производительностью по 25 т/ч. Пар, подаваемый на уплотнения вала турбины, отсасывается из них специальным эжектором уплотнений. Эжекторы уплотнений турбины работают постоянно, как и основной эжектор. Как и для основного эжектора, теплота холодильников эжекторов уплотнений реализуется в регенеративной схеме турбинной установки. 48. Анализ ПТС энергоблока АС. Расчет ПТС Расчет ПТС: Этап 1. Выбор расчетных режимов. На основе исходных данных о характере и величинах энергетических нагрузок электростанции устанавливают наиболее представительные расчетные режимы для соответствующей категории электростанций. Для конденсационных атомных электростанций расчет тепловой схемы может производиться на следующих режимах: а) режим максимальной (номинальной) нагрузки блока. По данным этого расчета производится выбор парогенераторов и вспомогательного оборудования. б) режим технического минимума нагрузки блоков, определяющий экономичность их работы в часы провала графика электрических нагрузок энергосистемы. в) режим промежуточной частичной нагрузки паротурбинной установки (ПТУ). Этап 2. Подготовка расчетной тепловой схемы и поиск дополнительных исходных данных для расчета. Возможно задание различных вариантов исходных данных. Исходя из задаваемых исходных данных выбираются турбоустановки и энергоблоки, которые могут рассматриваться в качестве прототипов для проектируемых установок. На основе анализа технико-экономических показателей установокпрототипов и опубликованных результатов научно-исследовательских и проектноконструкторских работ составляется исходная принципиальная тепловая схема турбоустановки или энергоблока в целом. В первом цикле расчетов могут не учитываться вспомогательные потоки пара и конденсата. Тепловую схему с принятыми допущениями называют расчетной тепловой схемой. Этап 3. При расчете принципиальной тепловой схемы (ПТС) блока, имеющего отопительную нагрузку, необходимо сначала построить графики тепловой нагрузки и температур сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха, а также график продолжительности тепловых нагрузок. Этап 4. Анализ тепловой схемы блока и исходных данных (тип ПГ, реактора, турбины, количество цилиндров , наличие СПП, типы подогревателей, число ступеней РППВ, состав сетевой установки и.т.д ). Этап 5. Выбор метода расчета тепловой схемы блока. Различают расчет тепловой схемы на проектный (номинальный) режим и расчет какого-либо режима работы уже спроектированной ПТУ. Этап 6. Расчет ПТС заданного блока Этап 7. Определение расхода топлива и других показателей работы электростанции в целом. Этап 8. Выбор состава основного и вспомогательного оборудования электростанции. Этап 9. Расчет показателей системы технического водоснабжения электростанции. Анализ тепловой схемы блока и исходных данных На этом этапе необходимо обратить внимание на: - тип парогенерирующей установки (ПК, Р или Р и ПГ), число контуров; - уровень начальных параметров, наличие сепаратора, промежуточного перегревателя и способ промежуточного перегрева пара (газовый или паровой (одно- или двухступенчатый)); - тип турбины, количество цилиндров, наличие регулирующих органов отборов; - значения разделительных давлений пара на выходе из ЦВД, ЦСД турбины (по давлению соответствующих отборов); - количество ступеней регенеративного подогрева питательной воды; - наличие смешивающих подогревателей и их место в схеме; - схему отвода дренажей из регенеративных и сетевых подогревателей; - место ввода добавочной воды в тепловую схему и способ ее подготовки; - способ отпуска теплоты от станции; - состав сетевой установки (количество сетевых подогревателей, наличие ПВК); - состав установки отпуска технологического пара (наличие паропреобразователя, пароперегревателя, охладителя дренажа); - наличие элементов вспомогательного оборудования тепловой схемы (турбопривода, расширителей, охладителей продувки, испарителей, конденсатора испарителя, атмосферного деаэратора, охладителей пара эжекторов и уплотнений); - схему использования теплоты от различных элементов оборудования (уплотнений, расширителей продувки котла и пр.). 49. Развернутая тепловая схема АС Необходимо иметь в виду, что не только основные агрегаты, но и многие относящиеся к ним элементы схемы устанавливаются параллельно ввиду ограниченности их производительности. Так, на конденсатном тракте АЭС с ВВЭР-1000 применяется по одному ПНД-3 и ПНД-4, но по два ПНД-2 и по три ПНД-1. Недостаточна пропускная способность и основных трубопроводов, например, паропроводов, подающих пар к турбинам большой мощности. Так, на АЭС с ВВЭР-1000 к турбине мощностью 1000 МВт идут четыре паропровода диаметром 600 мм; от каждого паропровода имеется БРУ-К с двусторонним клапаном, в конденсатор для сбора пара минуя турбину идет восемь труб в четыре конденсатора с двухсторонним подводом пара соответственно установке четырех двухпоточных ЦНД. 50. Технологическая схема АС Технологической схемой энергоблока называют схему, отражающую все этапы прозводства электроэнергии от поступления топлива на станцию до выдачи готовой продукции и отвода побочных продуктов производства. Технологическая схема АЭС отражает также системы обеспечения радиационной безопасности в нормальном и аварийном режимах работы. 52. Схема системы компенсации давления ВВЭР, связь с другими системами, принципы работы Объем первого контура [без компенсатора давления (КД), который будет рассмотрен далее] составляет примерно 280 м3. Заполняется он водой, т.е. практически несжимаемой средой. При разогреве контура от холодного (от температуры ниже 70 °С) до горячего (Тср - 306 °С; р=15,7 МПа) состояния объем воды увеличивается почти на 37 %, т.е. в горячем состоянии более 100 м3 воды оказывается «лишней». При изменении температуры теплоносителя на 1°С, изменение его объема при постоянном давлении будет равно примерно 0,3%. Если при этом изменении температуры объем оставить прежним, то давление увеличится на 1 МПа; Система компенсации давления РУ с ВВЭР-1000 предназначена: 1) для создания и поддержания давления в первом контуре в заданных пределах в стационарных режимах; для ограничения отклонений давления в переходных и аварийных режимах; 2) 3) для недопущения кипения теплоносителя в первом контуре (за исключением поверхностного кипения воды в активной зоне) в следующих режимах:    плановых изменений мощности в пределах от нагрузки собственных нужд (СН) до максимальной (предусмотренной проектом) в сторону как увеличения, так и уменьшения; отключения одного или двух ГЦН без срабатывания аварийной защиты (АЗ) реактора; сброса нагрузки турбогенератором до уровня СН без срабатывания АЗ реактора, при сбросе нагрузки от номинального уровня система получате максимальное положительное возмущение по скорости возрастания объема теплоносителя и его полному изменению;  срабатывания АЗ реактора; в случае работы блока на номинальной мощности система получает максимальное отрицательное объемное возмущение вследствие резкого снижения температуры теплоносителя из-за падения тепловыделения в реакторе при сохранении теплоотвода в парогенераторе. Пределы изменения давления в нормальной эксплуатации 11,8-17,7 МПа. Рис. 24.2. Система компенсации давления первого контура: 1 — реактор; 2 — парогенератор; — главный циркуляционный насос; 4 — компенсатор давления; 5 — «дыхательный» трубопровод; 6 — трубопровод связи дренажа КД с дренажом «холодной» нитки 4-й петли; 7 — вода от насоса подпитки первого контура; 8 — вода с напора ГЦН I-й легли; 9 — байпасная линия с дроссельной шайбой; 10 — импульсно-предохранительные устройства; 11 — байпасная линия переходных режимов; 12 — бак-барботер; 13 — подвод азота; 14 — подвод дистиллята; 15 — охлаждающая вода промконтура; 16— дренаж в систему организованных протечек; показаны диаметры основных трубопроводов системы, мм, н высотные отметки основного оборудования РУ, м Работа системы КД происходит следующим образом. При пуске энергоблока после заполнения первого контура водой в нем повышается давление, которое создается паровой подушкой, образующейся в верхней части КД при кипении в нем воды. Кипение происходит в результате подвода теплоты от электронагревателей. В установившемся режиме давление поддерживается с помощью регулируемого подогрева: включается или отключается часть ТЭН для - поддержания температуры на уровне 346 °С. В нормальном стационарном режиме в КД поддерживается также постоянный уровень воды изменением подачи подпиточного насоса системы продувки-подпитки первого контура. При этом объем воды в КД составляет 55м3 , а объем пара — 24 м3. При изменении средней температуры теплоносителя первого контура в переходных режимах, обусловленных изменением мощности блока или нарушениями в работе оборудования, часть его перетекает из КД в контур или из контура в КД по «дыхательному» трубопроводу. При этом ограничение отклонений давления достигается за счет сжатия или расширения паровой подушки в КД. При уменьшении давления вода оказывается перегретой, частично испаряется, уменьшая тем самым возможное расширение пара и способствуя восстановлению давления. При росте давления пар сжимается, частично конденсируется на поверхности воды, которая оказывается недогретой до состояния насыщения, и рост давления замедляется. Для конденсации пара в паровой подушке и восстановления давления при его увеличении предусмотрена система впрыска воды, температура которой ниже температуры насыщения. Обычно берется охлажденная в парогенераторе вода после ГЦН 1-й петли. Необходимый расход воды на впрыск устанавливается регулирующими клапанами. По параллельно установленному трубопроводу меньшего диаметра без арматуры и с дроссельной шайбой организуется постоянный проток воды на впрыск. Он необходим для поддержания трубопровода и штуцера впрыска, расположенного на корпусе КД. в разогретом состоянии и для постоянного выравнивания концентрации борной кислоты в первом контуре и в компенсаторе давления. В режимах расхолаживания, когда для поддержания нужной скорости уменьшения температуры я давления в первом контуре впрыск воды с напора ГЦН оказывается неэффективным, используется вода от насоса подпитки, температура которой ниже. Чтобы относительно холодная вода не попадала на стенки корпуса КД. вызывая тем самым температурные напряжения в металле, внутри корпуса установлен металлический экран. При значительном положительном возмущении по давлению срабатывают одно, два или три импульсно-предохранительных устройства (ИПУ), каждое из которых настроено на все возрастающее давление. и избыточный объем теплоносителя первого контура в виде пароводяной смеси сбрасывается в бак-барботер (ББ). Для отвода парогазовой смеси из КД в режиме разогрева первого контура предусмотрена байпасная линия с двумя запорными задвижками и дроссельной шайбой, ограничивающей расход парогазовой смеси. Избыточный объем воды, образующийся в режиме разогрева, сливается через дренажную линию в дренажный бак системы организованных протечек. Входящий в систему бак-барботер предназначен для приема пара, парогазовой или паровоздушной смеси в нормальных условиях эксплуатации и в аварийных режимах. Это горизонтальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами. В его водяном объёме размещены два коллектора, через которые в водяной объём сбрасывается пар от протечек пара через ИПУ, а также при его срабатывании. На каждом коллекторе имеются сопла для эффективной конденсации пара. Барботёр чаще всего имеет предохранительные мембраны, которые через несколько секунд разрываются, если ИПУ срабатывает. Газовый объём барботёра постоянно вентилируется азотом для исключения образования взрывоопасной смеси водорода, образующегося при радиолизе воды в первом контуре. 53. Система аварийно-планового расхолаживания ВВЭР Назначение: аварийное охлаждение активной зоны и последующий отвод остаточных тепловыделений при авариях, связанных с разуплотнением первого контура; плановое расхолаживание во время останова реакторной установки (РУ) и отвод остаточного тепла активной зоны при проведении перегрузки; отвод остаточного тепла при проведении ремонтных работ на оборудовании РУ со снижением уровня теплоносителя в реакторе до оси патрубков «холодных» ниток петель без выгрузки зоны. Таким образом, САОЗ должна частично или полностью компенсировать утечку теплоносителя из активной зоны в начальный момент аварии, обеспечивать отвод остаточного тепловыделения в активной зоне после остановки реактора, иметь резервирование для повышения надежности, иметь надежное электропитание для приводов насосов. САОЗ должна обеспечивать при разгерметизации первого контура (максимальный проектный предел повреждения твэлов). На АЭС имеются: САОЗ высокого давления, предназначенная для аварийной подачи в активную зону реактора раствора бора высокой концентрации высоконапорными насосами; САОЗ низкого давления, предназначенная для залива активной зоны реактора при потере теплоносителя холодной борированной водой с помощью насосов низкого давления для надежного отвода остаточных тепловыделений в период развития аварии и послеаварийный период; пассивная система аварийного охлаждения активной зоны реактора (пассивная часть САОЗ), предназначенная для залива активной зоны реактора борированной водой в начальный период аварии. Пассивная система САОЗ состоит из гидроемкостей (ГЕ САОЗ), трубопроводов и арматуры и делится на два независимых канала. Каждый из этих каналов имеет по две гидроемкости, содержащие борированную воду под давлением азотной подушки и обеспечивающие ее подачу в нижнюю и верхнюю камеры смешения реактора. На каждом трубопроводе, соединяющем емкости с реактором, имеются по две быстродействующие задвижки и два обратных клапана. Во время нормальной работы реакторной установки быстродействующие задвижки открыты. При аварийном снижении давления в главном циркуляционном контуре (ниже давления в емкости на 1...2 кгс/см2) обратные клапаны открываются, и вода из емкости поступает в активную зону реактора. При снижении уровня воды в емкости до 900 мм от нижнего днища подается сигнал на закрытие быстродействующих задвижек для предотвращения полного опорожнения гидроемкости, выдавливания еще содержащейся в активной зоне воды и подсоса воздуха. Гидроемкость САОЗ представляет собой вертикальный сосуд, содержащий борированную воду, под постоянным давлением азотной подушки. Корпус емкости САОЗ плакирован изнутри нержавеющей сталью. 54. Спринклерная система ВВЭР Спринклерная система (разбрызгивающая установка) - для конденсации пара, образующегося в результате снижения давления при разрыве трубопровода контура, и тем самым предотвращения повышения давления внутри герметичных защитных помещений сверх расчетного для них). Пассивная спринклерная система осуществляет фиксацию радиоактивности в жидкой фазе и ее локализацию внутри герметичной оболочки. Организация спринклерной системы на базе принципов пассивной безопасности, за счет запаса жидкости в баке, размещенном выше уровня форсунок, устойчива при аварии с отказом всех источников переменного тока. Вода, собирающаяся на полу в приямках герметичной оболочки, через теплообменники расхолаживания теми же насосами снова закачивается в контур и в спринклерную установку, то есть циркулирует до полного расхолаживания реактора. В воду спринклерной системы может подаваться гидразин из бака для связывания иода. Для охлаждения воды теплообменников используются брызгальные бассейны. Включение спринклерной системы автоматически происходит по следующим сигналам: - потеря питания, т.е. потеря собственных нужд, - разрывная защита 1 контура, сигнал ts10, т.е. когда разность температуры насыщения 1 к и температуры горячей нитки 1 к меньше 10 градусов, - разрывная защита 1 контура, когда давление в гермооболочке более 1,3 ата, - разрывная защита 2 контура, сигнал ts75, т.е. когда разность температуры насыщения 1 к и температуры насыщения 2 к больше 75 градусов и давление в паропроводе уменьшается до 50 ата. 55. Система аварийного ввода бора ВВЭР САВБ предназначена для: -впрыска раствора борной кислоты в КД при авариях с течью из первого контура во второй, для быстрого снижения давления в первом контуре; подачи в первый контур раствора борной кислоты совместно с СБВБ для перевода реакторной установки в подкритическое состояние в режимах с отказом срабатывания аварийной защиты реактора. В основу проекта группы аварийного ввода бора высокого давления положены следующие критерии и требования: обеспечить подачу в первый контур раствора борной кислоты с начальной концентрацией 40 г/кг с расходом не менее 130 м3/час при давлении в первом контуре 1,5 – 8,8 МПа (15 – 90 кгс/см2), а при давлении в первом контуре 9, 8 МПа (100 кгс/см2) – не менее 100 м3/час, обеспечить возможность работы насоса аварийного ввода бора высокого давления от бака-приямкапри авариях, связанных с потерей теплоносителя в течение времени, необходимого для расхолаживания реактора и отвода остаточных тепловыделений, она должна допускать возможность поканального опробования при работе блока на мощности и при этом не терять своих функциональных свойств, ваварийной ситуации она должна обеспечить подачу борного раствора в первый контур не позднее, чем через 35-40секунд с момента достижения давления в первом контуре 8,8 МПа (90 кгс/см2). 56. Система продувки-подпитки 1-го контура ВВЭР Система продувки-подпитки первого контура серийного энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 предназначена для:  поддержания требуемой по условиям ведения технологического процесса концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура;  обеспечения требуемого качества теплоносителя первого контура;  компенсации неорганизованных протечек воды первого контура;  очистки и возврата в контур организованных протечек, подачи запирающей воды на ГЦН;  заполнения и гидроиспытаний первого контура при давлении 3,5-18,5 МПа;  деаэрации вводимого в первый контур и выводимого из него теплоносителя;  расхолаживания компенсатора давления при неработающих ГЦН. В состав системы продувки-подпитки (см. рис. 1.19) входят: регенеративный теплообменник продувки, доохладитель продувкики, деаэратор подпитки, деаэратор борного регулирования, охладитель подпиточной воды, охладитель дистиллята, охладитель выпара деаэратора, три подпиточных агрегата с автономными маслосистемами, три охладителя гидропяты, трубопроводы, зазапорная и регулирующая арматура, устройства КИП и автоматики. Система продувки-подпитки технологически связана с системами компенсации давления, организованных протечек, гидроиспытаний гидроемкостей САОЗ, гидроиспытаний первого контура, СВО-2, дистиллята, борсодержащей воды, борного концентрата, спецканализации, отбора проб, газовых сдувок, азота, узлом химических реагентов, пассивной частью САОЗ, ГЦН. Деаэраторы подпитки и борного регулирования по конструкции идентичны и представляют собой вертикальный бак-аккумулятор со встроенным подогревателем и деаэрационной колонкой, установленной на баке. Нагревателем воды в баке служит трубный пучок, в который поступает пар второго контура с давлением 0,35 МПа. Деаэратор обеспечивает снижение содержания водорода не менее чем в 10 раз, кислорода - в 500 раз. Выпар деаэратора подпитки направляется в систему дожигания водорода. В случае отсутствия греющего пара и падения давления в деааэраторе подпитки предусмотрена подача азота для разбавления водорода. Выпар деаэратора борного регулирование направляется через охладитель выпара в вентиляционную трубу. Работа системы продувки-подпитки. Подпитка первого контура осуществляется от постоянно работающего подпиточного агрегата. Подогреваясь в регенеративном теплообменнике, подпиточная вода направляется в первый контур в "холодные" нитки на всас ГЦН всех четырех петель. Штуцер каждой врезки в главный циркуляционный контур снабжен специальным сужающим устройством, которое позволяет ограничить течь из трубопровода в случае его разрыва. Продувка первого контура осуществляется из холодных ниток петель «№2 и 3 с нагнетания ГЦН. Продувочная вода охлаждается в регенеративном теплообменнике за счет теплообмена с подпиточной водой и в доохладителе водой промежуточного контура до 40 – 50°С. После охлаждение продувочная вода направляется на фильтры СВО-2 через регулирующий клапан 5 (см. рис. 1.19). После СВО-2 очищенная вода подается в деаэратор подпитки и далее на всас подпиточных насосов. Неорганизованные протечки первого контура компенсируются за счет ввода в контур дистиллята в автоматическом режиме по программе поддержания заданного уровня в деаэраторе либо вводом борного концентрата. Регулирование подачи борсодержащей воды в деаэратор осуществляется оператором или регулятором в режиме поддержания уровня в деаэраторе подпитки. В режимах борного регулирования система продувки-подпитки первого контура обеспечивает:  снижение концентрации борной кислоты не менее 20 %/ч по сравнению с текущей;  увеличение концентрации борной кислоты не менее 3 (г/кг)/ч при текущей концентрации 8 г/кг. В режиме ввода бора в первый контур борная кислота подается на всас подпиточных агрегатов с расходом до 60 м3/ч. Теплоноситель, выводимый из первого контура, по линии продувки через фильтры СВО-2 подается в деаэратор, откуда сбрасывается в баки борсодержащей воды. В режиме вывода бора из первого контура дистиллят с расходом 60 м3/ч подается в деаэратор борного регулирования и далее на всас подпиточных агрегатов. Уровень в компенсаторе давления в режиме нормальной эксплуатации поддерживается регулятором с воздействием на клапан 10 напорной магистрали подпитки. Давление в деаэраторе подпитки и борного регулирования во всех режимах работы системы продувки-подпитки поддерживается изменением расхода греющего пара. Ввод реагентов в первый контур осуществляется подачей гидразин гидрата, аммиака и едкого калия на всас подпиточных насосов или в напорный коллектор подпитки. Деаэратор борного регулирования в режиме нормальной эксплуатации поддерживается в состоянии "горячего" резерва. Через него осуществляется постоянный проток дистиллята. Эксплуатация системы продувки-подпитки. Основным эксплуатационным режимом системы является подпитка первого контура борсодержащей водой от деаэратора подпитки с расходом 30-40 м3/ч и продувка первого контура с расходом 30 м3/ч (расход зависит от организованных протечек). Подпиточная вода подается подпиточными агрегатами, из которых один агрегат постоянно работает на подпитку и подачу запирающей воды на уплотнения ГЦН, второй агрегат находится в "горячем" резерве (в постоянной готовности к включению по блокировке или вручную оператором), третий агрегат может быть выведен в ремонт. 58. Принципиальная схема промконтура ВВЭР-1000. Состав потребителей воды промконтура 1. 2. 3. 4. 5. Назначение: Отвод тепла от потребителей, работающих с радиоактивным теплоносителем. Потребители: ГЦН Охладитель организованных протечек доохладитель продувки 1 контура Охладитель бака-барботера Охладители отбора проб Рис. Система промежуточного контура ВВЭР-1000: 1- теплообменник промконтура; 2-насос; 3- дыхательный бак; 4теплообменник автономного контура ГЦН; 5- теплообменник запирающей воды ГЦН; 6- отбор проб на датчики радиационного контроля; 7-охладитель протечек 1 контура; 8-охладитель барботера; 9доохладитель продувки 1 контура; 10-охладитель отбора проб. 59. Система байпасной очистки неохлажденного теплоносителя ВВЭР Назначение: - сбор, охлаждение и возврат организованых протечек; - дренирование 1 контура. Состав: - высокотемпературный фильтр; - фильтр ловушка; - насосы; - трубопроводы, арматура. 60 Системы безопасности АС с ВВЭР 1) Система аварийного охлаждения активной зоны;  Активная часть САОЗ предназначена для подачи раствора борной кислоты в систему теплоносителя реактора при авариях с потерей теплоносителя во всем спектре проектных течей вплоть до течи Ду850.  Пассивная часть системы аварийного охлаждения зоны (ГЕ-1) предназначена для подачи в реактор раствора борной кислоты при давлении в первом контуре менее 5,9 МПа в проектных авариях с потерей теплоносителя до подключения низконапорных насосов САВ НД. 2) Система пассивного залива активной зоны; 3) Система аварийного вода бора Система предназначена для:  впрыска раствора борной кислоты в КД  при авариях с течью из первого контура во второй, для быстрого снижения давления в первом контуре;  подачи в первый контур раствора борной кислоты для быстрого перевода реакторной установки в подкритическое состояние 4) Система пассивного отвода тепла (СПОТ). Система пассивного отвода тепла от парогенераторов (СПОТ ПГ) предназначена для отвода остаточного тепла активной зоны конечному поглотителю через второй контур при запроектных авариях. 5) Система аварийного расхолаживания ПГ (система аварийной питательной воды). Система аварийной расхолаживания парогенераторов/Система аварийной питательной воды (совместно с БРУ-А) предназначена для отвода остаточных тепловыделений активной зоны реактора и расхолаживания РУ при нарушениях нормальной эксплуатации, связанных с обесточиванием или потерей возможности нормального отвода тепла по второму контуру, включая течи паропроводов и питательных трубопроводов ПГ, в аварийных ситуациях, связанных с разуплотнением первого контура, в том числе при течи теплоносителя из первого во второй. 6) Система быстрого вода бора Система быстрого ввода бора предназначена для перевода активной зоны реактора в подкритическое состояние путем ввода концентрированного раствора борной кислоты в первый контур в авариях с отказом на срабатывание аварийной защиты реактора. 2. 61. Схема и оборудование КМПЦ РБМК Контур МПЦ предназначен для подачи воды в топливные каналы реактора в целях отвода тепла от тепловыделяющих сборок и от графитовой кладки. Подвод недогретой до кипения воды к каждому каналу осуществляется индивидуально снизу по трубопроводу водяной коммуникации (ВК) размером 57х3,5 мм. Вода, омывая твэлы в активной зоне, нагревается до кипения и частично превращается в пар (~14,5 % по массе). Пароводяная смесь из верхней части каналов по индивидуальным трубопроводам пароводяных коммуникаций (ПВК) размером 76х4 мм отводится в сепараторы. Барабан-сепараторы предназначены: -для разделения пароводяной смеси, поступающей из топливных каналов реактора, и получения на выходе насыщенного пара с влажностью менее 0,1 % и воды с массовым паросодержанием близким к нулю; -для создания в контуре запаса воды, необходимого в переходных и аварийных режимах работы блока; -для смешения отсепарированной и питательной воды в верхней части опускных трубопроводов. Отсепарированная вода из БС, смешиваясь с питательной водой, по опускным трубам из обоих БС каждой петли циркуляции поступает во всасывающий коллектор главных циркуляционных насосов (ГЦН) размером 1020х60 мм, из которого по всасывающим трубопроводам размером 828х38 мм поступает на всасывающие линии четырех ГЦН. На всасывающем трубопроводе каждого ГЦН установлена запорная задвижка. Нормально в каждой петле работает по три ГЦН и по одному находится в резерве. На энергоблоках РБМК установлен ГЦН типа ЦВН-8 – центробежный вертикальный одноступенчатый насос. На напорном трубопроводе каждого ГЦН последовательно установлены обратный клапан, дроссельно-регулирующий клапан и запорная задвижка. Всасывающий и напорный коллектор соединены между собой байпасирующим трубопроводом размером 836х42 мм, на котором установлены нормально открытая задвижка и обратный клапан. Байпасы предназначены для улучшения естественной циркуляции теплоносителя через реактор при аварийном отключении ГЦН. Пар от БС отводится по четырнадцати пароотводящим трубам Ду 300 мм в два паровых коллектора Ду 400 мм , которые затем объединяются в один коллектор Ду 600 мм. При этом отвод пара выполнен из середины коллекторов Ду 400 мм. Такая конструкция паропроводов выполнена с целью равномерного отвода пара из сепараторов по его длине. Для этой же цели служат вставки-ограничители течи, установленные во всех отводящих трубах Ду 300 мм на выходе из сепаратора. Основное назначение вставокограничителей течи – снижение расхода пара при рассматриваемых разрывах паропроводов и соответственно снижение скорости падения давления в контуре МПЦ. Далее пар по четырем паропроводам Ду 600 мм направляется к турбинам. 62. Узел регулирования расхода питательной воды на АС РБМК Питательная вода с расходом 2800 т/ч подается к каждой паре сепараторов от напорного коллектора питательных насосов через узел регулирования расхода питательной воды (рис. 7). Питательная вода в смесителях 2 смешивается с водой, прошедшей байпасную очистку и имеющей температуру 255° С. Температура питательной воды на входе в сепараторы приблизительно 168 °С. Узел регулирования расхода питательной воды, один на два сепаратора, состоит из четырех параллельных ниток трубопроводов: трех основных и одной байпасной. В номинальном режиме работы блока две основные нитки являются рабочими, одна — резервная. На каждой основной нитке последовательно установлены: запорная задвижка, механический фильтр 1, клапан автоматического регулирования, обратный клапан, запорная задвижка. Последняя предназначена для отключения нитки при выходе из строя любого из установленного там оборудования. В механических фильтрах улавливаются частицы размером не менее 0,1 мм. На байпасной нитке последовательно установлены: расходомер, механический фильтр, запорная задвижка с сельсином, обратный клапан, запорная задвижка. Эта нитка предназначена для заполнения контура МПЦ питательной водой после плановопредупредительного ремонта (расход по нитке при заполнении 100 – 150 т/ч) и для подачи питательной воды в сепараторы в период пуска или стоянки реактора, а также при работе реактора на малой мощности, когда паропроизводительность реактора не превышает 200 – 300 т/ч (уровень воды в сепараторах в это время поддерживается с помощью задвижек). Рис. 7. Узел регулирования расхода питательной воды 1 – нитки трубопроводов (1, 2, 3 – основные, 4 – байпасная); 2 – смесители В номинальном режиме работы байпас должен быть полностью закрыт. После того как в период пуска паропроизводительность реактора достигнет 200 – 300 т/ч, включаются в режим автоматического регулирования клапаны, по одному в каждом узле регулирования, и байпасные линии перекрываются. По мере нагружения турбины система автоматического регулирования открывает регулирующие клапаны. К концу нагружения одной турбины клапаны открыты до номинала. Прежде чем приступить к прогреву второй турбины, приоткрываются регулирующие клапаны на второй нитке на 20 – 25 %. При этом клапан на первой нитке, включенный в систему регулирования, приоткрывается и обеспечивает поддержание номинального уровня в сепараторах. После загрузки второй турбины на 50 % второй клапан приоткрывается на 35 – 40 %, а при загрузке турбины до 90 % этот клапан должен быть открыт на 70 – 80 %. В стационарном режиме автоматически должен работать только один клапан каждого узла. Если происходит резкое возмущение уровня воды в сепараторах, по сигналу изменения его оба клапана включаются в автоматический режим и поддерживают уровень в переходном процессе. 64. Функции и устройство системы продувки и расхолаживания РБМК Система продувки и расхолаживания (СПиР) предназначена для расхолаживания реактора при плановых и аварийных остановах блока, а также для охлаждения до 50 °С продувочной воды, поступающей из КМПЦ на фильтры байпасной очистки в номинальном и переходных режимах работы блока. В состав системы входят:  два насоса расхолаживания типа СЭ800-100 производительностью 800 м3/ч и напором 100 м. вод. ст. (около1 МПа) каждый;  регенераторы и доохладители продувки;  трубопроводы и арматура контура охлаждения и продувки. Рис.1. Система продувки и расхолаживания КМПЦ 1 – насос расхолаживания; 2, 4, 5, 11, 13 – задвижка; 3 – регенератор; 6 – напорный коллектор ГЦН; 7 – водяная перемычка Б-С; 8 – Б-С; 9 – смеситель; 10 – регулирующий клапан; 12 – СВО-1; 14 – малый доохладитель; 15 – большой доохладитель 65. Работа СПиР РБМК в режиме продувки Алгоритм работы СПиР в режиме продувки: Вода с температурой 284° С отбирается на байпасную очистку от напорных коллекторов ГЦН с расходом по 100 т/ч от каждого коллектора и, минуя насосы, подается в регенераторы, где охлаждается с 270°С до 68°С обратным током продувочной воды, прошедшей байпасную очистку. Далее продувочная вода проходит через доохладители продувки, где охлаждается водой промежуточного контура до 50 °С, и поступает на фильтры байпасной очистки (механические и ионообменные фильтры). Очищенная вода возвращается в контур МПЦ: сначала проходит регенераторы, где нагревается от 50 до около 250°С, и далее поступает в смесители двух узлов подачи и регулирования расхода питательной воды, где смешивается с питательной водой, и подается в сепараторы каждой петли КМПЦ. 66. Работа СПиР РБМК в режиме расхолаживания При плановой или аварийной остановке реактор в начальный период расхолаживается путем сброса пара из сепараторов в конденсаторы турбин через быстродействующие редукционные устройства БРУ-К или БРУ-Б в барботеры и технологические конденсаторы. При снижении температуры контура МПЦ до 180° С [давление в сепараторах приблизительно 10 кгс/см2 (около 1 МПа)] в работу включаются два насоса расхолаживания. Вода с расходом 900 т/ч забирается из водяных перемычек сепараторов пара и, минуя регенераторы, поступает в доохладители продувки, где охлаждается до температуры 50° С, и по трубопроводам возврата продувочной воды поступает в смесители питательного узла. В доохладителях продувочная вода охлаждается водой промежуточного контура с расходом 2120 м3/ч. По мере снижения остаточного тепловыделения сокращается расход контурной воды в доохладитель прикрытием задвижек на напоре насосов или отключением одного насоса расхолаживания. 66. Работа СПиР РБМК в режиме расхолаживания 67. Газовый контур РБМК. Система контроля целостности технологических каналов Газовый контур реактора РБМК-1000 (рис. 10) относится к системам нормальной эксплуатации, важным для безопасности, и предназначен для выполнения следующих функций: - предотвращения окисления графитовой кладки реактора; - обеспечения более эффективного отвода тепла от графита к ТК; - контроля герметичности топливных и специальных каналов; локализации распространения протечек теплоносителя по графитовой кладке при разгерметизации каналов; - сушки графитовой кладки реактора; очистки азотно-гелиевой смеси, циркулирующей через кладку реактора, от примесей; азотной продувки внутренних полостей металлоконструкций, окружающих реакторное пространство (РП); контроля герметичности реакторного пространства и металлоконструкций, окружающих РП. Принципиальная схема системы циркуляции газа показана на рис. 7. Основные элементы системы циркуляции газа через РП: - газовые тракты топливных и специальных каналов; - система КЦТК – предназначена для определения координат негерметичного канала, а также для локализации течи теплоносителя в кладке реактора при протечках в РП; - рабочий конденсатор (РК) – предназначен для конденсации пара в потоке газовой смеси при протечках теплоносителя в кладку реактора до 100 кг/ч; конденсат отводится через 8-метровый гидрозатвор, чтобы избежать попадания радиоактивных паров в баки трапных вод; - газовый компрессор – предназначен для обеспечения циркуляции гелиево-азотной смеси через РП по замкнутому контуру; - установка очистки гелия (УОГ) – предназначена для трехступенчатой очистки гелиево-азотной смеси от примесей; в состав УОГ входят блок контактных аппаратов для выжигания примесей Н2 и СО, блок очистки и осушки для удаления примесей (СО2, NН3, Cl2, паров воды) и блок глубокого охлаждения, где способом дефлегмации извлекаются из газа оставшиеся примеси; - узел редуцирования – предназначен для обеспечения требуемого давления газа на входе в РП. Рис. 10. Система циркуляции газа через графитовую кладку В нормальном режиме система циркуляции газа через кладку работает следующим образом. Газ подается после узла редуцирования в РП снизу по четырем трубопроводам Ду300. С помощью диафрагмы происходит выравнивание расхода газа по сечению входа в кладку реактора. Затем газ попадает в газовые тракты топливных каналов и поднимается вверх по РП. Газовые тракты специальных каналов образованы зазорами между кладкой и графитовыми втулками, одетыми на канал. Пройдя кладку, газ на выходе из реактора попадает в индивидуальные для каждого канала импульсные трубки. Далее газ поступает в систему КЦТК, где осуществляется контроль температуры в каждой импульсной трубке и групповой контроль влажности прокачиваемой газовой смеси. По коллектору вентиляции или коллектору усиленного отсоса (в зависимости от режима работы системы КЦТК) газ поступает в технологическую часть газового контура реактора и, в первую очередь, в узел конденсаторов и фильтров, где происходит конденсация водяного пара, попадающего в азотно-гелиевую смесь в случае разгерметизации канала реактора, и очистка газовой смеси от паров йода. Пройдя узел конденсаторов и фильтров, газовая смесь поступает, в зависимости от режима работы газового контура, во всасывающий коллектор компрессора установки очистки газа (УОГ), или в установку спецгазоочистки. В первом случае компрессоры прокачивают азотно-гелиевую смесь через УОГ, после которой очищенная смесь, пройдя узел редуцирования, возвращается в реактор. Во втором случае в режиме азотной продувки кладки газ после спецгазоочистки сбрасывается в венттрубу блока, а на вход в реактор подается свежий азот от азотнокислородной станции. Газовый контур работает по разомкнутой схеме. Мощность реактора при этом снижается до 70 % от номинальной из условия непревышения предельной температуры графита – 730 оС. 68. Система контроля целостности герметичности оболочек твэлов РБМК (методы контроля, устройство системы) 70. Система локализации аварии РБМК (СЛА) Локализующие системы безопасности (системы локализации аварий) (рис. 13) предназначены для предотвращения или ограничения распространения внутри АЭС и в окружающую среду выделяющихся при аварии радиоактивных веществ. Рис. 13. Принципиальная схема САОР и системы локализации аварий РБМК-1000 1 — барабан-сепаратор; 2 — трубопроводы ПВК; 3 — реактор; 4 — опускные трубопроводы; 5 — всасывающий коллектор ГЦН; 6 — прочноплотный бокс; 7 — спринклеры; 8 — РГК; 9 — напорный коллектор ГЦН; 10 — коллекторы САОР; 11 — нижние водяные коммуникации; 12, 16 — обратный клапан; 13 — поверхностный конденсатор; 14 — парораспределительный коридор; 15 — ГЦИ; 17 — перепускные клапаны; 18 — бассейн-барботер; 19 - парораспределительные трубы; 20 — теплообменник; 21 — спринклерный насос; 22 — насос охлаждения неаварийной половины реактора; 23 — гидробаллон; 24 — теплообменник САОР; 25 — насос охлаждения аварийной половины реактора Система локализации аварий РБМК реализована на модульном принципе, который предполагает выделение трех основных зон локализации:  прочно-плотные боксы (ППБ), в которых расположены всасывающие и напорные коллекторы, главные циркуляционные насосы (ГЦН) и нижняя часть опускных трубопроводов БС;  помещения раздаточных групповых коллекторов (РГК) и нижних водяных коммуникаций (НВК);  реакторное пространство (РП). Требуемое снижение давления внутри этих зон локализации, отвод тепла из них и снижение концентрации радиоактивных веществ обеспечивается барботажноконденсационными системами и системами отвода тепла, очистки сред и удаления водорода. В случае разгерметизации топливного канала в пределах реакторного пространства по сигналу превышения заданного давления в реакторном пространстве срабатывает аварийная защита реактора, а система защиты реакторного пространства от превышения допустимого давления обеспечивает отвод и локализацию выброса радиоактивных веществ. Вода через систему спецканализации выводится в промежуточные емкости сбора, а из них в емкости системы жидких радиоактивных отходов. Предусмотрена возможность использования этой воды в качестве подпиточной для емкостей насосной подсистемы САОР. Подреакторные помещения с раздаточными групповыми коллекторами (РГК) и водяными коммуникациями (ВК) этих энергоблоков рассчитаны на избыточное давление 80 кПа. Поверхность помещений с внутренней стороны облицована металлом. Для предотвращения повышения давления в помещениях до значений, превышающих расчетное, в полу смонтировано 8 паросбросных клапанов условным диаметром 1200 мм каждый. Сброс парогазовой смеси осуществляется в парораспределительный коридор (ПРК). При воздействии давления со стороны ПРК паросбросные клапаны обеспечивают герметичность при избыточном давлении до 440 кПа. В полу помещений смонтированы трапы для отвода воды и конденсата аварийного пара в специальные емкости. В этих помещениях при работе реактора на мощности специальной вытяжной вентиляцией, имеющей в своём составе фильтры аэрозольной и йодной очистки, поддерживается разрежение не менее 0,2 кПа. При повышении избыточного давления в помещениях в случае аварии до 2 кПа на воздуховодах вытяжной системы вентиляции, автоматически закрываются быстродействующие изолирующие гермоустройства и отключаются вентагрегаты. В состав прочно-плотных боксов (ППБ) входят помещения главных циркуляционных насосов, всасывающих и напорных коллекторов, а также шахт опускных трубопроводов контура. В потолочном перекрытии каждого ППБ находятся мембранные предохранительные клапаны, рассчитанные на открытие при повышении избыточного давления до 280 кПа. Пар частично конденсируется на трубах 36 поверхностных конденсаторов, установленных в ПРК. Сброс пара из помещений ППБ и коридора осуществляется под уровень воды в два этажа бассейна при помощи 367 вертикальных барботажно-конденсационных устройств. При разрыве трубопровода в одном из помещений ППБ используется 71 устройство из этого ППБ и 225 устройств коридора. В полу ПРК кроме конденсационных устройств смонтированы трубы для отвода конденсата под уровень воды на нижний этаж бассейна-барботера. Бассейн - барботер представляет собой систему конденсации пара при авариях с разрывом контура МПЦ (систему понижения давления) и расположен в главном здании на нижних высотных отметках непосредственно под помещениями ППБ и парораспределительным коридором. Это двухэтажная железобетонная емкость, стены и перекрытия которой рассчитаны на избыточное давление 440 кПа. Нижний этаж связан с верхним 12-ю переливными трубами Ду 600, которые предназначены для поддержания уровня воды на верхнем этаже и снижения перепада давлений на перекрытии между этажами при аварии. Спринклерно – охладительная система (СОС) состоит из трех независимых подсистем. Каждая из подсистем обеспечивает 50 % подачи охлаждающей воды. Все электропотребители спринклерно-охладительной системы запитаны из системы надежного электропитания, т.е. от трансформатора собственных нужд и от дизель-генераторной станции в режимах обесточивания энергоблока. В состав каждой подсистемы входят насосно-теплообменная установка (НТУ), арматура и трубопроводы. Спринклерная система бассейна-барботера и эжекторные установки вентиляции ППБ связаны с подающими трубопроводами всех трех подсистем СОС. Насосно-теплообменные установки трех подсистем размещены в трех отдельных помещениях, оснащенных герметичными дверьми и трапами спецканализации. Форсунки спринклерной системы бассейна расположены равномерно над поверхностью воды обоих этажей. Одна насосно-теплообменная установка включает в себя всасывающий трубопровод из нижнего этажа ББ, насос и теплообменник для охлаждения воды бассейна технической водой. Охлажденная вода обеспечивает понижение температуры воздуха и конденсацию некоторой части пара с помощью эжекционных охладителей, установленных в верхней части шахт опускных трубопроводов помещений ГЦН, и спринклерных систем на обоих этажах ББ. 71. Система охлаждения каналов СУЗ, КД, ДКЭ и отражателя РБМК Описываемая система является замкнутым автономным контуром. В номинальном режиме вода из главного циркуляционного резервуара 6 емкостью около 400 м3 забирается двумя рабочими насосами 4 производительностью 540—720 м3/ч и напором соответственно 74—67 м. вод. ст. (0,73—0,66 МПа) (всего четыре насоса: два рабочих, один резервный и один аварийный) с расходом 1050 м3/ч подается к двум парам теплообменников 5. В них контурная вода охлаждается технической водой, проходящей по трубкам теплообменника при давлении, меньшем давления контурной воды. Две пары теплообменников обеспечивают охлаждение контурной воды с 70 до 40° С. Одна пара последовательно включенных теплообменников являемся резервной. При выходе из строя любой пары к насосам подключается резервная пара теплообменников. Из теплообменников циркуляционная вода подается в напорный коллектор, откуда распределяется по каналам СУЗ, КД, ДКЭ 1 и отражатель 3. Из каналов вода через коллекторы сливается под уровень в циркуляционный резервуар. При аварийном обесточивании до момента запуска аварийного насоса, подключенного к источнику надежного питания, в течение 3 мин охлаждение каналов осуществляется водой из бака аварийного запаса воды 2 емкостью около 100 м3, который расположен примерно на 23 м выше отметки напорного коллектора; сброс воды после охлаждения каналов в этом режиме также осуществляется в циркуляционный резервуар. Контур заполняется и подпитывается химически очищенной водой или турбинным конденсатом. Поддержание требуемого качества воды осуществляется байпасной очисткой. Вода на очистку отбирается из напорной магистрали с расходом 10 м3/ч и направляется к установке ионообменных и механических фильтров. Очищенная вода возвращается в циркуляционный резервуар. Расход воды через каналы СУЗ, КД, ДКЭ контролируется расходомерами, установленными в напорных магистралях каналов. Общий расход замеряется расходомерами, установленными перед теплообменниками. Температура воды измеряется термопарами, установленными на сливной магистрали каждого канала охлаждения отражателя и шести реперных каналов СУЗ, а также на выходе воды из теплообменников. Рис. 1 - Принципиальная схема охлаждения каналов СУЗ, КД, ДКЭ и отражателя 72 Принципы выбора тепловой схемы и состава оборудования РБН Повышенное воспроизводство ядерного горючего предполагает высокую долю топлива в активной зоне, что обусловливает высокие тепловые нагрузки и малый шаг размещения твэлов. При этом неравномерность тепловыделения сравнительно велика (максимальное тепловыделение превышает среднее в 1,5–2 раза). Отсюда вытекают следующие теплогидравлические особенности реактора: 1) необходимость интенсивного теплоотвода требует высоких скоростей натрия, что предопределяет значительное гидравлическое сопротивление активной зоны, относительно большие давления (напоры), мощности и стоимости циркуляционных насосов; 2) стремление увеличить объемную долю топлива (и соответственно снизить объемную долю натрия) имеет следствием сравнительно высокий подогрев теплоносителя в активной зоне; 3) неравномерность тепловыделения требует эффективного профилирования расхода теплоносителя в активной зоне. Конструирование реактора с учетом этих особенностей приводит к тому, что активная зона имеет форму уплощенного цилиндра с отношением диаметра к высоте D/H ≈ 3 или несколько меньше. Целесообразный подогрев натрия в активной зоне Δtр требует, чтобы ее высота была Н ≈ 1 м; при этом диаметр определяется мощностью. Избыточное давление натрия в корпусе реактора, как правило, невелико, и при диаметре активной зоны реактора 1,5–2,5 м толщина стенки металлического корпуса 30-50 мм, т.е. металлоемкость реактора сравнительно небольшая. Недостатком натрия как теплоносителя является его способность к бурной реакции с водой в случае нарушения плотности теплопередающей поверхности. Натрий хорошо активируется под воздействием нейтронного потока, образуя нуклид 24Na с периодом полураспада 15 ч. Стремление исключить возможность взаимодействия радиоактивного натрия с водой приводит к трехконтурной схеме АЭС. Попытки отказаться от трехконтурной схемы путем создания поверхности нагрева парогенератора с двойными стенками оказались неудачными из-за усложнения конструкции и снижения ее надежности. Достоинства трехконтурной схемы с реактором типа БН: - высокая тепловая экономичность установки (перегретый пар); - низкий уровень активности рабочего тела; - хорошие динамические свойства. Недостатки: - удорожание схемы (три контура); - наличие ПГ; - сложность эксплуатации (ЖМТ). 73. Выбор гидравлической схемы первого контура РБН (схема циркуляции теплоносителя, схема включения ГЦН) Одной из важных задач проектирования РБН является выбор схемы циркуляции теплоносителя, которая была бы оптимальной в отношений надежного эффективного охлаждения активной зоны и отвода тепла в третий контур, максимальной живучести блока при отказах оборудования, наилучших условий работы реактора и оборудования в нормальных и аварийных режимах. При этом необходимо анализировать такие вопросы, как выбор направления движения теплоносителя, схема включения ГЦН и ПТО в петле, взаимное расположение оборудования и др. По некоторым из этих вопросов практика проектирования выработала к настоящему времени определенные оптимальные решения, по другим существуют альтернативы, в выборе которых играют роль имеющийся опыт, конкретные условия и цели проектирования. К числу общепринятых решений относится, в частности, схема с восходящим движением теплоносителя в активной зоне и опускным в ПТО. Для РБН в отличие от реакторов других типов этот вопрос очень тесно связан с конструкцией реактора и других компонентов установки. Одной из особенностей гидравлической схемы первого контура РБН является высокое гидравлическое сопротивление активной зоны. Оно составляет основную часть (85—90 %) общего гидравлического сопротивления первого контура. Поэтому направление движения натрия через активную зону в значительной степени определяет избыточное давление в газовой полости реактора, под которым работает корпус реактора. Благодаря восходящему движению теплоносителя это давление составляет обычно 0,05—0,09 МПа, так что нагрузка на корпус РБН определяется главным образом массой теплоносителя и верхней защиты реактора с механизмами. Низкое давление в газовой полости благоприятно и для работы всех сосудов с теплоносителем, сообщающихся с реактором по газу, в первую очередь для насосов, так как облегчается создание надежно работающих уплотнений вращающихся валов. Конструктивно проще решаются вопросы размещения механизмов СУЗ и организации перегрузки реактора. За счет того, что верхний объем реактора получается относительно свободным (раздающий коллектор располагается в нижней части реактора), оказывается возможным увеличить объем теплоносителя над активной зоной для осуществления безопасной транспортировки ТВС под уровнем натрия. Очень важно также, что направление течения теплоносителя в контуре совпадает с направлением естественной циркуляции: вверх — на участке подогрева, вниз — в охладителе (ПТО). Режим естественной циркуляции теплоносителя имеет большое значение как надежное пассивное средство аварийного расхолаживания РБН при обесточивании станции. Выбор направления движения в вертикально расположенных секциях ПТО и ПГ и их высотная компоновка (разнесение высотных отметок относительно среднего уровня активной зоны) также должны производиться с учетом получения максимального движущего напора естественной циркуляции. Естественно, что при этом учитываются и другие требования: уменьшение поверхности теплопередачи (желателен противоток греющей и нагреваемой сред), быстрый сброс продуктов взаимодействия натрия с водой при течах в ПГ и др. Восходящее движение теплоносителя в РБН (рис. 3) и связанный с ним закон распределения статического давления по высоте активной зоны требуют принятия специальных мер для предотвращения всплытия ТВС под действием гидравлических сил, результирующая которых действует на ТВС в направлении вверх. В современных РБН задача фиксации ТВС решается, как правило, методом гидравлической разгрузки, за счет организации полости низкого давления под напорным коллектором. Перепад давлений на нижнем уплотнении хвостовика действует вниз и совместно с весом сборки компенсирует гидравлическую силу выталкивания, действующую на верхнем уплотнении ТВС и на торцевых частях твэлов. Известны проекты РБН («Энрико Ферми», «Клинч Ривер»), в которых сборки удерживаются специальной плитой или надзопной камерой, прижимающей головки ТВС сверху. В этом случае в конструкции должна быть предусмотрена возможность расширения ТВС при разогреве, а также средства для контроля отделения плиты от головок ТВС перед началом перегрузочных операций. Рис. 3. Гидравлическая схема реактора интегрального типа 1 - ГЦН первого контура; 2 - горячий натрий; 3 - ПТО; 4 - перегородка между горячим и «холодным» натрием»; 5 - «холодный» натрий (промежуточный коллектор); 6 напорный коллектор; 7 - активная зона; 8 - напорный трубопровод По схеме включения ГЦН в первом контуре в различных проектах РБН используются два принципиально разных решения: насос располагается на «горячей» ветке контура перед ПТО (реакторы 5МК-300, «Клинч Ривер»); насос на «холодной» ветке, после ПТО (БН-350, БН-600 и др.). Каждое решение имеет свои достоинства и недостатки, связанные с условиями работы реактора и основного оборудования первого контура. Основные факторы, которые должны учитываться при этом, следующие: термические и механические условия работы ГЦН; гидравлическое сопротивление ПТО; давление в газовой полости реактора; параметры систем второго контура; планировка трубопроводов первого и второго контуров. Преимущества схемы с ГЦН на «холодной» ветке контура состоят в следующем. Более легкие термомеханические условия работы основных узлов ГЦН, поскольку тепловые потоки вдоль вала и уровни температур в конструкции относительно невелики. Практически исключаются нестационарные термические напряжения в узлах ГЦН, связанные с переходными режимами работы, поскольку ПТО служит эффективным температурным демпфером между реактором и ГЦН. Эти факторы благоприятно сказываются на ресурсе и надежности насосного агрегата. Более низкое давление в ПТО (на величину напора ГЦН), что дает возможность уменьшить толщину его трубных досок и уровень термических напряжений в них. Это позволяет также иметь минимальное давление во втором контуре, величина которого из условия предотвращения распространения радиоактивности выбирается выше, чем греющего теплоносителя в ПТО. Так, в случае расположения ГЦН реактора БН-350 перед ПТО давление во втором контуре должно было бы возрасти с 0,6 до 1,6 МПа. Это существенно усложнило бы создание надежных уплотнений ГЦН второго контура и системы аварийной защиты ПГ. Исключаются участки трубопроводов, имеющие одновременно высокую температуру и наибольшее давление, более простой получается обвязка ГЦН трубопроводами для самокомпенсации термических расширений (меньше число гибов трубопроводов). С учетом перечисленных факторов в большинстве действующих реакторов и разработанных проектов РБН ГЦН установлены на «холодной» ветке первого контура. Что касается недостатков данной схемы включения ГЦН, то они обусловлены особенностями гидравлических связей оборудования первого контура. Отметим, что ГЦН первого контура РБН характеризуются большими подачами и частотами вращения рабочих колес. Для обеспечения необходимого по условиям бескавитационной работы насоса подпора на всасе приходится максимально ограничивать гидравлическое сопротивление ПТО и подводящих трубопроводов. Уменьшение сопротивления, ПТО на стороне первого контура достигается за счет увеличения его проходного сечения, что неизбежно вызывает рост габаритов и массы теплообменника. Кроме того, в нем ухудшается распределение потока теплоносителя по сечению трубного пучка, возрастают температурные и термомеханические разверки по радиусу ПТО. Наряду со снижением гидравлического сопротивления ПТО, для улучшения условий работы насосов приходится увеличивать давление в газовой полости реактора (на величину сопротивления теплообменника в режиме с максимальным расходом теплоносителя). Возможный путь частичного преодоления указанного недостатка — большее заглубление рабочего колеса ГЦН под уровень натрия так, чтобы необходимый противокавитационный подпор на всасе создавался за счет столба натрия над колесом. Однако и это решение не лишено недостатков: удлинение вала ГЦН ведет к увеличению нагрузки на подшипники, массы и габаритов насоса, высоты помещений станции, куда извлекаются насосы. В гидравлической схеме первого контура РБН возможно также несколько различных вариантов параллельного включения ПТО и ГЦН. В установках с традиционной петлевой схемой передачи тепла, в которых реактор, теплообменники и насосы размещаются раздельно и связаны между собой системой трубопроводов, отдельные петли гидравлически независимы и имеют общую часть только в реакторе. При неисправностях одного из компонентов— ГЦН или ПТО соответствующая петля должна полностью выводиться из работы. Автоматически отключаются также связанные с ней секции парогенератора и турбина. В любом случае это весьма сложный переходный режим, который сопряжен со значительным снижением мощности блока и существенным изменением термических и гидродинамических условий работы реактора. По указанным причинам предпочтительнее была бы такая гидравлическая схема реактора, при которой выход из строя отдельного оборудования не сопряжен с необходимостью отключения других, работоспособных компонентов блока. При этом следует иметь в виду, что различное оборудование, входящее в состав реакторной установки, может иметь существенно неодинаковую эксплуатационную надежность. Так, одним из наиболее сложных по конструкциям и условиям работы видом основного оборудования РБН являются ГЦН. Их работоспособность существенно сказывается на коэффициенте готовности реакторной установки, и это обстоятельство должно учитываться при построении схемы теплоотвода. В принципе возможна гидравлическая схема первого контура, при которой самопроизвольное или преднамеренное выключение ГЦН не влечет за собой необходимости вывода из работы всей петли. Такая схема может быть реализована в реакторной установке «интегрального» типа, в которой ПТО и ГЦН первого контура размещены в корпусе реактора. Циркуляция теплоносителя в таком реакторе осуществляется по внутренним полостям в корпусе и коротким трубопроводам, связывающим ГЦН и активную зону. При этом в реакторе может быть организован общий промежуточный коллектор, в который сливается теплоноситель после всех ПТО и из которого он забирается насосами. Если происходит отключение одного ГЦН, остаются в работе все ПТО, ПГ и турбины, а параллельно работающие ГЦН увеличивают свою производительность, поскольку общее гидравлическое сопротивление всасывающей трассы при этом уменьшается. Поэтому остановка ГЦН в данном случае потребует меньшего снижения мощности блока. Например, при работе на двух из трех имеющихся в установке насосов можно поддерживать мощность на уровне 85—90 % без превышения номинальной температуры оболочек твэлов. В схеме с общим промежуточным коллектором достигается также более равномерное распределение расходов по ПТО и температур теплоносителя на входе в зону. С другой стороны, эта схема не исключает трудностей отработки режима с выключением ГЦН в одной из петель второго контура. Чтобы избежать термического удара из-за поступления в активную зону горячего натрия из ПТО отключенной петли, необходимо отсечение этого теплообменника. Отметим, что создание надежного отсечного устройства, обладающего к тому же необходимым быстродействием для ограничения сопутствующих данному режиму термомеханических эффектов, является весьма сложной технической задачей. А без него гидравлическая схема с общим промежуточным коллектором первого контура при всех ее достоинствах не лишена серьезного недостатка: требуется выключение реактора при выходе из строя оборудования любой петли второго контура. По этой причине в некоторых интегральных реакторах (например, БН-600) гидравлическая схема первого контура организована частично по петлевому принципу: каждый ГЦН и соответствующее ему число ПТО (в БН-600 — два) имеют свой автономный коллектор «холодного» натрия, куда теплоноситель сливается после ПТО данной петли и откуда он забирается насосом. Раздача горячего натрия по ПТО осуществляется при этом из общего объема. Свободные уровни натрия в горячем и «холодном» объемах реактора отличаются в данной схеме на величину гидравлического сопротивления ПТО. Широкий диапазон изменения средней температуры натрия в процессе работы РБН, а также значительный объем натрия в контурах обусловливают необходимость специальных схемных решений по компенсации температурных изменений объема натрия. Системы с одной компенсационной емкостью по типу вынесенного компенсатора давления в реакторах типа ВВЭР не получили применения в РБН по следующим причинам: необходимость создания натриевых сосудов с весьма значительной площадью свободной поверхности для ограничения размаха колебаний уровня теплоносителя; трудности обеспечения падежных уплотнений по жидкому натрию в местах подвижных соединений в насосах (уплотнение вала) и в реакторе (уплотнения поворотных пробок и механизмов па них). Поэтому задача компенсации изменений объема теплоносителя решается в РБН за счет создания нескольких свободных уровней натрия в основном оборудовании: в корпусе реактора, насосах и других компонентах контура. Полости над свободными уровнями металла заполняются защитным инертным газом аргоном. Уплотнение подвижных элементов реактора и оборудования осуществляется при этом только по газу, что технически решается более просто и надежно, облегчается создание подвижных и разъемных соединений в реакторе. При проектировании важно так выбрать число уровней теплоносителя в контуре и давление в газовых полостях над ними, чтобы обеспечить устойчивость поддержания уровня теплоносителя, исключить возможность «разрыва» циркуляции, обнажения рабочих колес ГЦН, всплесков и забросов натрия в газовые линии и других нарушений даже при ошибочных действиях эксплуатационного персонала и в аварийных состояниях установки. Это требует точного учета возможных изменений объема натрия во всех режимах работы. Для примера: прирост объема натрия в корпусе реактора БН-350 при изменении температуры первого контура от 267 °С (температура воды в третьем контуре при рабочем давлении) до номинальной при работе реактора на полной мощности составляет примерно 25 м3, а соответствующее изменение свободного уровня теплоносителя в реакторе - 0,8 м. В первом контуре БН-350 свободные уровни натрия организованы в реакторе и во всех ГЦН. Во время работы изменяется при колебаниях температуры только уровень в реакторе. Он выбирается таким образом, чтобы при минимальной рабочей температуре теплоносителя (в режиме перегрузки ТВС на остановленном реакторе) и аварийной потере натрия (заполнении объема между корпусом реактора и страховочным кожухом) уровень не опустился до выходных патрубков реактора и не произошло «разрыва» циркуляции теплоносителя. Газовые полости ГЦН и реактора соединены, что позволяет избежать выбросов натрия при случайной разгерметизации оборудования. Это решение диктуется соображениями эксплуатационной безопасности, однако приводит к необходимости дополнительного поддавливания газовой полости реактора для создания необходимого противокавитационного подпора на всасе ГЦН. Компенсация изменений объема натрия второго контура осуществляется за счет создания свободных уровней в секциях ПГ, специальных буферных емкостях и баках циркуляционных насосов. 74. Компенсация температурных изменений объема натрия РБН 76. Системы и узлы 2-го контура АС с РБН В состав 2-го контура АЭС с РБН входят: ПТО; ПГ; ГЦН второго контура; Буферная емкость; Сбросные (аварийные) баки. Конструктивная схема натриевых парогенераторов определяется, в первую очередь, достигнутым уровнем техники. Была принята секционированная схема с большим числом парогенерируюших секций, которая характерна для первого этапа промышленного освоения установок с реактором БН. Всего парогенерирующих секций - 24, в каждой петле - 8, по четыре на один ПТО. Каждая секция включает три модуля: испаритель (с экономайзерной частью), пароперегреватель свежего пара и промежуточный пароперегреватель. Возможность отключения любой секции при обнаружении течи в любом модуле позволяет сохранить петлю в работе и производить замену дефектных модулей на работающем энергоблоке. Следует, однако, иметь в виду, что большое число параллельно включенных секций усложняет тепловую схему, приводит к увеличению металлоемкости и стоимости парогенераторной установки. Необходимость большого количества трубопроводов, паровой и натриевой арматуры снижает общую надежность блока. Буферная емкость играет роль компенсатора объема промежуточного контура. Сбросные емкости предназначенны для сброса продуктов реакции натрий - вода в случае межконтурной неплотности в каком - либо парогенераторном модуле. В целом выполненные технико-экономические исследования позволяют считать оптимальным для энергоблока большой мощности с реактором БН число петель теплоотвода - три-четыре, при использовании крупных парогенераторов большой единичной мощности 77. Системы очистки натрия первого и второго контура Нормальная эксплуатация РБН и безопасность в аварийных режимах обеспечивается рядом вспомогательных технологических систем. Рассмотрим системы, необходимость которых обусловлена применением натриевого теплоносителя. К ним относятся в первую очередь системы очистки теплоносителя первого и второго контуров; система приемки и приготовления натрия; системы аварийной защиты парогенераторов: система защитного газа. Включение перечисленных систем в состав принципиальной схемы РБН показано на рис. 2 на примере установки БН-600. Кроме того, с натриевой технологией связаны системы электрообогрева, пожаротушения, технологической вентиляции и ряд других. Системы очистки натриевого теплоносителя. Качество натриевого теплоносителя, требующееся для нормальной работы реактора и оборудования, обеспечивается целым комплексом технологических и организационных мероприятий, таких как поддержание высокой чистоты внутренних поверхностей оборудования и трубопроводов при изготовлении и монтаже; высокая чистота натрия исходной поставки; оптимальный режим приемки натрия из транспортных емкостей и заполнения контуров; герметичность натриевых систем и оборудования после заливки натрия и в процессе эксплуатации; эффективная работа систем очистки теплоносителя в процессе эксплуатации установки; изоляция контура от окружающей среды при проведении ремонтных работ. Выбор состава системы очистки и ее производительности определяется в первую очередь общим количеством примесей, которые должны быть выведены из теплоносителя за срок службы установки. Кроме того, должны учитываться требования по времени очистки контура в случае возможных аварийных загрязнений (во втором контуре — при попадании продуктов взаимодействия натрия с водой), а также соображения удобства эксплуатации. Время на очистку натрия в случае аварийного загрязнения его примесями не должно быть чрезмерно большим, во всяком случае, не более 2…3 сут. Общее количество примесей, вносимых в контур, задается следующими источниками: 1) начальным загрязнением Рнач, которое приблизительно прямо пропорционально поверхности контура. Для расчетных оценок по первому контуру рекомендуется значение удельного загрязнения (в пересчете на кислород) 3,4 г О2/м2, для второго контура 2,2 г О2/м2. Большее значение Рнач для первого контура связано с проведением внутри реактора продолжительных монтажных и наладочных работ; 2) примесями, систематически вносимыми при загрузке свежих ТВС (Рзагр). По опыту БН-350 удельная загрязненность поверхности сборок составляет примерно 2 г/м2; 3) поступлением продуктов коррозии конструкционных материалов (Ркор). Интенсивность этого источника примесей определяется главным образом концентрацией кислорода в теплоносителе и рабочей температурой (табл. 2). При работе реактора с негерметичными твэлами в контур попадают также продукты деления: 137Сs, 134Сs, 131I, 132Те и некоторые другие, а в случае сильного повреждения твэлов (контакт топлива с натрием): 140Ва—140La, 95Zг — 95Nb, а также Рu и Am. Газообразные продукты деления — нуклиды Хе и Кг не растворяются в натрии и выходят в газовые полости реактора. Для второго контура следует учитывать такие дополнительные источники примесей, как попадание воды в натрий при течах ПГ (в аварийных режимах может достигать десятков килограмм, однако такие ситуации редки) и диффузию коррозионного водорода из третьего контура. Задаваясь интенсивностью всех действующих источников, определяют общее количество вносимых в контур загрязнений за срок службы установки (20…30 лет). Значительное снижение растворимости основных примесей при уменьшении температуры натрия, а также его хорошие теплотехнические характеристики способствовали тому, что наибольшее распространение в РБН получила очистка методом «холодного улавливания». Фильтрационные устройства, основанные на этом методе, так называемые «холодные фильтр-ловушки» (ХФЛ), являются основным и в большинстве случаев единственным средством очистки теплоносителя в РБН. За основу ХФЛ энергетических РБН в нашей стране принята конструкция, состоящая из рекуператора с регулируемой температурой, охлаждаемого отстойника и нескольких параллельных секций фильтра из проволочной стружки с увеличивающейся по ходу очищаемого металла плотностью набивки (рис. 5). Охлаждение натрия, поступающего на очистку, осуществляется автономным контуром с Na-К теплоносителем. При охлаждении до состояния насыщения и дальнейшем снижением температуры натрия примеси выкристаллизовываются из раствора, осаждаются в отстойнике и отфильтровываются по ходу движения теплоносителя. Поддерживая достаточно низкую температуру в ХФЛ, можно очищать натрий от окислов до уровня порядка 10-4 %. Для обеспечения максимальной емкости ХФЛ по примесям скорость натрия в зоне фильтрации поддерживается в диапазоне 1…3 мм/с, а время пребывания его в ловушке должно составлять не менее 20 мин. Окись натрия — основная форма примесей, улавливаемых ХФЛ. Емкость по окислам одной штатной ловушки реактора БН-350 составляет примерно 1200 кг (310 кг кислорода). Кроме окислов, ХФЛ частично выводят из натрия радионуклиды (тритий, йод, теллур, сурьму), снижают на 20…50 % активность в контуре цезия, улавливают нерастворенные продукты коррозии, частицы топлива. Зная емкость ХФЛ, определяют число ловушек, которые должны быть установлены в системе очистки контура. При расчете числа ловушек в системе очистки второго контура следует учитывать также, что значительную часть примесей, попадающих во второй контур, составляют водородные соединения, емкость по которым у ХФЛ в 1,5 раза ниже, чем по окислам. Диффундирующий через стенки труб ПГ коррозионный водород может резко ускорять исчерпание емкости ловушек в результате забивания их гидридами. Схема включения ХФЛ в контур должна обеспечивать поддержание в них постоянного режима циркуляции и температуры натрия независимо от работы ГЦН. На рис. 2 приведена схема очистки первого и второго контуров установки БН-600. Каждый контур оснащен своей системой очистки, причем в первом контуре ХФЛ работают непрерывно, а во втором — эпизодически, включаясь по сигналам системы индикации примесей. Индикация примесей (окислов) в натрии, так же, как очистка, основана на температурной зависимости растворимости. Обычно индикаторы действуют по принципу контроля температуры натрия, при которой происходит забивание выпавшими из раствора примесями калиброванного сужающего устройства (принцип «пробкового индикатора»). Между температурой забивания индикатора и содержанием примесей в натрии имеется однозначное соответствие. Регенерация ХФЛ осуществляется выпариванием натрия (метод дистилля-ционной очистки) с последующим растворением окислов смесью этилового спирта с водой. Отгонка натрия производится в вакууме при давлении около 6 Па и температуре около 600 °С. На систему очистки отбирается около 50,0 % расхода теплоносителя в каждой петле. Отбор натрия первого контура в систему очистки БН-600 осуществляется из напорной камеры реактора по стояку, выходящему через крышу корпуса, во втором контуре — по байпасной ветке от основного трубопровода. Циркуляция натрия через систему очистки второго контура осуществляется за счет напора ГЦН, а в первом контуре — специальным ЭМН. Все ХФЛ после их заполнения натрием постоянно поддерживаются в разогретом состоянии. С этой целью они помещаются в электропечах. С учетом реальных характеристик существующих ХФЛ, схемных и эксплуатационных факторов оптимальной для систем очистки первого контура энергетических РБН считается установка трех-четырех ловушек большой емкости. При этом предполагается возможность замены или регенерации ХФЛ после исчерпания их емкости. Однако следует иметь в виду, что замена и регенерация ловушек первого контура представляют собой технологически сложные операции из-за высоких уровней радиоактивности и большого физического объема существующих ХФЛ (на БН-600 объем одной ловушки 6,5м3). Опыт проведения таких операций на энергетических РБН практически отсутствует. Простейшее решение в этом случае — резервирование ХФЛ в расчете на работу без замены в течение всего срока службы реактора. Это решение, естественно, сопряжено с дополнительными материальными затратами. Поэтому ведется разработка технологии дистанционного удаления и дезактивации ХФЛ, а также их регенерации на месте. 78 Система поставки и приемки натриевого теплоносителя Система приемки натриевого теплоносителя. Система служит для приема и заполнения контуров натрием, а также дренирования реактора и второго контура. Заполнению натрием предшествуют тщательная очистка, вакуумная сушка и разогрев реактора, трубопроводов и оборудования первого и второго контуров. Разогрев осуществляется прокачкой горячего азота по страховочной полости (между основным и страховочным корпусами) и внутри корпуса реактора. Разогрев ведется до температуры 200…230 °С, позволяющей приступить к заполнению реактора натрием. По причине большой металлоемкости конструкций и термомеханических ограничений скорости разогрева эта операция требует значительного времени, обычно нескольких недель. Чтобы не произошло остывания натрия после заполнения реактора, необходимая температура в нем поддерживается за счет работы ГЦН. Разогрев оборудования и трубопроводов второго контура перед заполнением его натрием осуществляется с помощью системы электрообогрева. В соответствии с современными требованиями к качеству натриевого теплоносителя РБН поставка натрия на установку осуществляется в специальных железнодорожных (или автомобильных) цистернах большой емкости с электрообогревом и защитной подушкой инертного газа. Это существенно упрощает технологию заполнения реактора и позволяет повысить качество теплоносителя. Натрий расплавляется в цистернах и перекачивается с помощью ЭМН в систему приемки, где он очищается штатными системами очистки первого и второго контуров (БН-600) или автономными ХФЛ (БН-350, «Феникс»). Накопление натрия перед заполнением осуществляется в дренажных баках первого и второго контуров. Перед подачей натрия баки вакуумируются для отгонки следов воздуха и влаги, затем заполняются чистым аргоном. Очистка натрия в системе приготовления проводится до достижения возможно более низкого содержания окислов (температура забивания не более 125…130 °С). Заполнение контуров из дренажных баков осуществляется с помощью ЭМН при температуре натрия не ниже 150 °С. После заливки в реактор натрия и циркуляции его с помощью ГЦН температура забивания обычно повышается в результате перехода в натрий остаточных загрязнений, влаги и поверхностных окисных пленок. Поэтому осуществляется постоянная циркуляция натрия через систему очистки. Поскольку в период пусконаладочных работ имеется опасность вымыва в контур послемонтажных загрязнений, представляющих опасность для активной зоны, на входе в последнюю на этот период устанавливаются мелкоячеистые сетчатые фильтры, а сама зона загружается нештатными сборками-имитаторами. Для повышения эффективности очистки контура в этот период циркуляция осуществляется всеми ГЦН с максимальными расходами и с постепенным повышением температуры натрия. До пуска реактора качество натрия по основным примесям должно быть доведено до уровня норм (температура забивания 130 °С). В течение всего периода заполнения и проведения наладочных работ осуществляется непрерывный контроль за содержанием примесей в натрии путем химического анализа проб из различных точек натриевых систем. Дренажные баки первого контура рассчитаны на слив всего теплоносителя и опорожнение реактора, а второго контура — обычно на слив одной петли. Слив натрия из контуров свободный. К дренажным бакам второго контура подключены также сбросные емкости системы аварийной защиты ПГ. 79. Система обнаружения течей ПГ АС с РБН, контроль течей В соответствии с принятой классификацией в парогенераторах РБН возможны следующие виды течей воды в натрий: 1) малые течи — протечки до 0,1 мг/с; сопровождаются достаточно медленным эрозионно-коррозионным повреждением трубок, окружающих дефектную; 2) средние течи — протечки от 0,1 г/с до 1 кг/с; сопровождаются образованием в зоне реакции факела продуктов взаимодействия с очень высокой температурой, быстрым разрушением смежных трубок в результате растворения металла, загрязнением натрия второго контура; 3) большие течи — протечки более 1 кг/с (соответствуют полному разрыву одной трубки); сопровождаются сильными гидродинамическими эффектами, создающими значительные нагрузки на конструкции второго контура, а именно — волнами давления в самом ПГ и соответствующей петле, колебаниями уровней натрия в газовых полостях петли; кроме того, происходит сильное загрязнение натрия и всего оборудования второго контура коррозионными продуктами взаимодействия. При проектировании ПГ постулируется возможность возникновения всех указанных типов течей, включая большую течь, за время службы ПГ. Поэтому ПГ должен быть оснащен специальными системами для своевременного обнаружения течи и принятия мер по ограничению масштабов и последствий взаимодействия натрия с водой. Указанные функции выполняются системой аварийной защиты ПГ (САЗ-ПГ). На современных РБН эта система включает разнообразные средства контроля течей; предохранительные устройства для ослабления (гашения) гидродинамических эффектов, возникающих во втором контуре при больших течах; быстродействующую натриевую, водяную и паровую запорную арматуру на коммуникациях каждой секции ПГ; сбросные емкости (баки) и сепаратор. При обнаружении течи САЗ-ПГ выполняет следующие защитные операции: быстрое отсечение ПГ (текущей секции) по второму и третьему контурам с одновременным открытием сбросных линий по воде и натрию; осушение ПГ по» третьему контуру и заполнение его циркулирующим азотом под давлением, исключающим протечки натрия через дефект в третий контур; прекращение принудительной циркуляции натрия второго контура путем выключения ГЦН; экстренный слив натрия с продуктами реакции из ПГ и замену натрия аргоном (при большой течи). Одновременно с указанными операциями в случае большой течи срабатывает аварийная защита реактора. После этого может быть проведено вскрытие дефектного ПГ, его ремонт или полная замена. Сдренированный натрий сепарируется с целью отделения газообразного водорода, очищается от примесей и возвращается в систему приемки теплоносителя. Водород эвакуируется в атмосферу через вентиляционную систему. При малых, медленно развивающихся течах необходимые защитные мероприятия могут быть выполнены оператором до срабатывания САЗ-ПГ с тем,. чтобы осуществить более медленный сброс давления в системах второго и третьего контуров и избежать чрезмерных термомеханических ударов в оборудовании. При уверенном контроле малой течи и секционной схеме ПГ реактор может продолжать работать на всех петлях после отсечения дефектной секции. Требования к чувствительности штатных индикаторов течи, быстродействию предохранительных устройств, характеристикам сбросного и сепарационного оборудования САЗ-ПГ определяются в первую очередь исходя из условий максимального ограничения давления во втором контуре и масштабов повреждения трубной системы ПГ в случае большой течи. При использовании секционных парогенераторов САЗ-ПГ должна обеспечить локализацию аварийных эффектов в; пределах дефектной секции. В режиме «малая течь» время обнаружения повреждения и опорожнения пароводяной части ПГ должно быть меньше времени сквозного повреждения трубок, окружающих дефектную. Для этого необходимо, чтобы чувствительность системы индикации течей была менее 0,1 г Н20/с. Контроль малых течей воды в натрий осуществляется по измерению концентрации водорода в натрии, выходящем из ПГ, и в газовых полостях ПГ (буферной емкости). Соответствующие датчики основаны на явлении диффузии водорода. В вакуумную полость через тонкую никелевую мембрану. На этом принципе в промышленных условиях достигнута чувствительность 5-10-4 % водорода по массе в натрии и около 10-3 % по объему в газе. Контроль больших течей осуществляется по гидравлическим эффектам во втором контуре, например по давлению и; расходам натрия в ПГ. Ведутся разработки других, более эффективных методов контроля течей, в частности акустического с использованием датчиков ускорений, установленных на корпусе ПГ. Этот метод имеет быстродействие порядка нескольких секунд, что особенно важно для индикации больших, быстро развивающихся течей. Рис. 8. Схема САЗ-ПГ реактора «Суперфеникс»: 1 — выход водорода; 2 — циклонный сепаратор; 3 — сбросный бак; 4 — на систему очистки натрия; 5 — выход натрия из ПГ; 6 — разрывные мембраны; 7 — вход натрия в ПГ В качестве предохранительных средств в САЗ-ПГ используются мембранно-разрывные устройства (МРУ), срабатывающие при отказах быстродействующей пароводяной арматуры и большом повышении давления в натриевой или газовой полостях ПГ. Разрыв мембраны сообщает ПГ со специальной сбросной емкостью большого объема, обеспечивая быстрое гашение давления за счет слива натрия из петли (секции ПГ). В нормальном состоянии сбросные емкости заполнены инертным газом. Эффект гашения давления при срабатывании МРУ тем выше, чем меньше гидравлическое сопротивление соединительных линий. С этой точки зрения целесообразно стремиться к увеличению диаметра и уменьшению протяженности трубопроводов, связывающих ПГ со сбросными емкостями. 80. Системы безопасности РБН 82. Система аварийного расхолаживания РБН 1. БН-600 Система аварийного расхолаживания реактора включает в себя три канала, соответствующие трем петлям циркуляции (теплоотвода). В состав каждого канала входят: • система аварийного теплоотвода первого контура; • система аварийного теплоотвода второго контура; • система аварийного теплоотвода третьего контура. В качестве аварийного теплоотвода первого и второго контуров используются системы нормальной эксплуатации первого и второго контуров, выполняющие функции расхолаживания и отвода остаточных тепловыделений реактора при всех исходных событиях нарушений нормальной эксплуатации. Системы теплоотвода первого и второго контуров отвечают всем требованиям, предъявленным к защитным системам безопасности. Система аварийного теплоотвода третьего контура состоит из трех каналов аварийного расхолаживания, системы подпитки третьего контура химобессоленной водой и системы отвода тепла к конечному поглотителю. Система отвода тепла к конечному поглотителю состоит из растопочных трубопроводов сброса среды из коллектора СПП каждого ПГ в 3PP-13, 3PP-13, трубопроводов сброса конденсата из 3PP-13 в деаэратор 6 ата и трубопроводов сброса пара из каждого деаэратора 6 ата в атмосферу. 2. БН-800 В реакторе БН-800 для повышения надежности передачи теплоты от реактора окружающей среде при таких авариях, как обесточивание электростанции, прекращение подачи питательной воды на всас парогенератора и некоторые другие, предусматривается специальная система безопасности с натрий-воздушными теплообменниками – система аварийного расхолаживания реактора с воздушным теплообменником (САРХ-ВТО). Теплоотвод от активной зоны в случае аварии организован наиболее коротким путем – через второй контур Основными элементами системы являются три двухсекционных натрий-воздушных теплообменника (ВТО) с ширмовой поверхностью нагрева, набранной из оребренных труб. Коллекторы теплообменника и теплообменные трубы размещены в корпусе, в котором вход и выход воздуха перекрыты шиберными устройствами. Теплообмен в ВТО организован по принципу противотока: натрий движется по трубам сверху вниз, а воздух – снизу вверх. Циркуляция воздуха через ВТО – естественная, с помощью вытяжной трубы. Подвод и отвод воздуха осуществляется по раздельным для всех трех петель подводящим и отводящим воздуховодам и вытяжным трубам. Характеристики системы рассчитывались на основе требования непревышения температуры оболочек твэлов 800 ℃ и корпуса реактора 500 ℃ при исходной работе РУ на трех или двух петлях и расхолаживании соответственно на пяти или трех секциях ВТО. Отсюда следует, что наряду с исходными событиями аварии постулируется возможность отказа одной секции ВТО. Возможность работы реактора на двух петлях при отключенной третьей предусматривается условиями нормальной эксплуатации 83. Способы регулирования мощности ядерных реакторов Для поддержания контролируемой цепной реакции необходимо, чтобы реактивность в стационарном режиме равнялась нулю. Мгновенная реактивность соответствует критическому состоянию реактора, для поддержания которого требуется строго определенное количество ядерного горючего, равное критической массе. Наиболее распространенным способом регулирования реактора является использование подвижных поглощающих стержней. Органы управления выполняют две основные функции — компенсации медленных изменений реактивности, вызываемых выгоранием топлива и накоплением продуктов деления, и регулирования более быстрых переходных процессов изменений мощности. Органы защиты предназначены для быстрого аварийного выключения реактора. В водо-водяных реакторах в настоящее время широкое применение нашло жидкостное (борное) регулирование. Жидкий поглотитель — борная кислота — вводится в воду, являющуюся теплоносителем и замедлителем. Как правило, борное регулирование используется для компенсации медленного изменения реактивности, а тонкое оперативное регулирование осуществляется подвижными стержнями. К существенным отклонениям реактивности при работе реактора может привести изменение температуры теплоносителя и топлива. Здесь сказываются в первую очередь изменение энергетического спектра нейтронов и плотности замедлителя. Температурный коэффициент реактивности зависит от состава и компоновки активной зоны и может быть как положительным, так и отрицательным. Для устойчивой и безопасной работы реактора желательно, чтобы температурный коэффициент реактивности был отрицательным и небольшим по абсолютной величине. В этом случае увеличение мощности, вызывающее повышение температуры, приводит к уменьшению реактивности и самопроизвольный разгон реактора невозможен. 84 Саморегулирование АС с ВВЭР. Программы регулирования мощности ВВЭР: достоинства, недостатки, применение, расчет Реактор, охлаждаемый водой под давлением, обладает отрицательным коэффициентом реактивности по температуре как теплоносителя, так и топлива. Поэтому при изменении нагрузки энергоблока мощность реактора меняется, и он без вмешательства системы автоматического регулирования благодаря лишь свойству саморегулирования может перейти на новый установившийся режим работы. При этом, однако, значительно меняются температура теплоносителя, а значит, и его объем в первом и давление пара во втором контурах, оборудование которых пришлось бы проектировать на повышенное давление. Потребовалось бы развить и систему компенсации объема (давления). Поэтому этот эффект саморегулирования, являющийся важной положительной особенностью реакторов типа ВВЭР, в качестве самостоятельного способа регулирования не используется. Программа регулирования представляет собой зависимость основных параметров установки (расходов теплоносителей первого и второго контуров, давления и температуры) от ее мощности на установившихся режимах. Выбор той или иной программы регулирования влияет на характеристики основного оборудования и представляет собой сложную технико-экономическую задачу. Программа регулирования рассчитывается по основным балансовым соотношениям. Мощность реактора: 𝑄р = 𝐺тн 𝑐р (𝑡вых − 𝑡вх ) Мощность ПГ 𝑄ПГ = 𝐺ПГ (ℎ0 − ℎпв ) 𝑄ПГ = 𝐾𝐹(𝑡ср − 𝑡𝑠 ) Основными программами регулирования энергоблоков с реакторами ВВЭР являются: программа с постоянной средней температурой tср теплоносителя первого контура; Достоинства Недостатки Минимальное воздействие регулирующих Значительное изменение давления органов при переходных процессах при переходе на новый уровень мощности Максимальное использование свойств саморегулируемости Необходимость изготовления “утяжеленных” ПГ Постоянство объема теплоносителя Программа tср = const наиболее благоприятна для первого контура. При значительном отрицательном температурном коэффициенте реактивности для изменения мощности реактора требуется внести наименьшую реактивность, так как перемещение регулирующих стержней реактора должно скомпенсировать только соответствующую долю мощностного эффекта. При работе по этой программе поддерживается постоянный объем теплоносителя в первом контуре и требуются минимальные размеры компенсатора объема (давления). Существенно облегчается и работа подсистемы регулирования компенсатора объема. Серьезным недостатком рассматриваемой программы является повышение давления во втором контуре при снижении мощности, что удорожает оборудование второго контура. Термический КПД цикла оказывается пониженным при всех нагрузках, так как при большой мощности давление пара, поступающего в турбину, ниже допускаемого по условиям работы оборудования второго контура, а при малых нагрузках, когда давление пара велико, растет его дросселирование регулирующими клапанами турбины. Указанный недостаток этой программы привел к тому, что в настоящее время она не применяется и уступила место более совершенным программам. программа с постоянным давлением p0 (p2) и следовательно, постоянной температурой насыщенного пара ts во втором контуре; Достоинства Недостатки Облегчение температурных условий Изменение реактивности 2-го контура при сниженных изменения средней нагрузках теплоносителя вследствие температуры Использование ПГ минимальной Значительное изменение температурного стоимости состояния компонентов АЗ при переходе на новый уровень мощности Непостоянство объёма теплоносителя Эта программа наиболее благоприятна для оборудования второго контура, так как давление, а, следовательно, и температура во втором контуре постоянны и в оборудовании второго контура не возникают термические напряжения при изменении мощности. К недостаткам программы следует отнести то, что для предотвращения закипания теплоносителя в первом контуре в нем приходится существенно повысить давление, а также то, что из-за изменения реактивности увеличиваются размеры и усложняется работа системы компенсации объема (давления). При быстрых изменениях режима работы реактора могут также возникнуть нежелательные температурные напряжения в оборудовании первого контура. компромиссная программа с умеренным изменением средней температуры теплоносителя в первом контуре и давления во втором; комбинированная программа с поддержанием постоянного давления во втором контуре при малых нагрузках и постоянной средней температуры теплоносителя первого контура при больших нагрузках. Преимущество комбинированной программы заключается в том, что в наиболее вероятных режимах работы при больших нагрузках – энергоблок работает по программе tср = const, чем облегчаются условия работы оборудования первого контура, в остальном диапазоне нагрузок используется программа p2 = const. 85. Программа и схема регулирования мощности АС с ВВЭР: постоянство средней температуры теплоносителя Программа tсp = const наиболее благоприятна для первого контура. При значительном отрицательном температурном коэффициенте реактивности для изменения мощности реактора требуется внести наименьшую реактивность, так как перемещение регулирующих стержней реактора должно скомпенсировать только соответствующую долю мощностного эффекта. При работе по этой программе поддерживается постоянный объем теплоносителя в первом контуре и требуются минимальные размеры компенсатора объема (давления). Существенно облегчается и работа подсистемы регулирования компенсатора объема. Серьезным недостатком рассматриваемой программы является повышение давления во втором контуре при снижении мощности, что удорожает оборудование второго контура. Термический КПД цикла оказывается пониженным при всех нагрузках, так как при большой мощности давление пара, поступающего в турбину, ниже допускаемого по условиям работы оборудования второго контура, а при малых нагрузках, когда давление пара велико, растет его дросселирование регулирующими клапанами турбины. Указанный недостаток этой программы привел к тому, что в настоящее время она не применяется и уступила место более совершенным программам. 86. Программа и схема регулирования мощности АС с ВВЭР: постоянство давления второго контура Программа регулирования p2 = const, принятая для реакторов ВВЭР-440 и ВВЭР1000, повышает КПД цикла на номинальном режиме при одинаковой стоимости оборудования второго контура. Эта программа наиболее благоприятна для оборудования второго контура, так как давление, а, следовательно, и температура во втором контуре постоянны и в оборудовании второго контура не возникают термические напряжения при изменении мощности (рис. 2). К недостаткам программы следует отнести то, что для предотвращения закипания теплоносителя в первом контуре в нем приходится существенно повысить давление, а также то, что из-за изменения реактивности увеличиваются размеры и усложняется работа системы компенсации объема (давления). При быстрых изменениях режима работы реактора могут также возникнуть нежелательные температурные напряжения в оборудовании первого контура. 1 – ионизационная камера; 2 –регулятор нейтронной мощности реактора; 3 – приводы регулирующих стержней; 4 – задатчик регулятора мощности реактора; 5 – регулятор давления пара во втором контуре; 6 – датчик давления; 7 – задатчик регулятора давления пара во втором контуре; 11 –механизм управления турбиной; 12 – регулятор частоты вращения турбины; 13 –регулирующие клапаны турбины 88. Комбинированная программа мощности энергоблока с ВВЭР и схема регулирования В наиболее вероятных режимах работы – при больших нагрузках – энергоблок работает по программе tср = const, чем облегчаются условия работы оборудования первого контура, а в остальном диапазоне нагрузок используется программа p2=const. 3 – приводы регулирующих стержней; 5 – регулятор давления пара во втором контуре; 7 – задатчик регулятора давления пара во втором контуре 8 – регулятор средней температуры теплоносителя первого контура; 9 – датчики температуры теплоносителя первого контура; 10 – задатчик регулятора средней температуры теплоносителя первого контура; 11 –механизм управления турбиной; 12 – регулятор частоты вращения турбины; 13 – регулирующие клапаны турбины. 14 – регулятор мощности блока; 15 – задатчик регулятора мощности блока; 16 – дифференциатор; 17 – регулятор энергосистемы В данной схеме выполняется каскадное регулирования средней температуры теплоносителя в первом контуре, заданное значение которой формируется пропорционально-интегральным регулятором давления пара во втором контуре. Регулятор средней температуры 8 непосредственно воздействует на приводы 3 регулирующих стержней реактора, меняя его мощность таким образом, чтобы сохранялось постоянное давление во втором контуре. Однако сигнал от регулятора давления на задатчик 10 поступает через блок ограничения, пропускающий его только при малых значениях мощности. Начиная с некоторой нагрузки, регулятор 5 поддерживает среднюю температуру теплоносителя постоянной. Таким образом, реализуется комбинированная программа с p2 = const при малых нагрузках и с tсp = const – при больших. 89. Особенности регулирования энергоблоков с РБМК, схема регулирования Сложность структуры энерговыделения реактора РБМК, работающего в режиме непрерывных перегрузок топлива, и особенно пространственная нестабильность энерговыделения, свойственная реакторам больших размеров, усложняют управление реактором. К тому же, по сравнению с корпусными, канальные реакторы имеют, как правило, меньшее самовыравнивание. Так как активная зона реактора охлаждается кипящей водой, то для контроля энерговыделения не годятся методы, используемые в реакторах с однофазным теплоносителем, основанные на измерениях приращений температур и расходов в каналах. Поэтому контроль энерговыделения базируется на измерениях плотности нейтронного потока или интенсивности γ-излучения. Упрощенная принципиальная схема регулирования энергоблока с реактором РБМК для работы в базисном режиме показана на рис. 10. Как уже говорилось, контроль энерговыделения базируется на измерениях плотности нейтронного потока или интенсивности γ-излучения. Рис. 10. Схема регулирования энергоблока с реактором РБМК: 1 – ионизационная камера; 2 – регулятор средней мощности реактора; 3 – регулирующие стержни; 4 – задатчик регулятора средней мощности реактора; 5 – регулятор давления в барабане-сепараторе; 6 – регулятор частоты вращения турбины; 7 – МУТ: 8 – регулятор уровня в барабане-сепараторе Средняя мощность реактора поддерживается регулятором 2, работающим от ионизационных камер 1 и воздействующим на приводы соответствующей группы регулирующих стержней 3. Кроме них, функционально выделены группы стержней, обеспечивающие регулирование объемного энерговыделения и компенсацию эффектов выгорания, отравления и т. п. На уровне мощности (0,0025– 0,06) Рэном работает один регулятор средней мощности. В диапазоне (0,06–1,0) Рэном используются два регулятора, из которых один находится в работе, а другой – в резерве. Резервный регулятор автоматически включается в работу при отключении работавшего из-за неисправности. Предусмотрен непрерывный автоматический контроль исправности измерительных и исполнительных каналов. В случае обнаружения неисправности соответствующий канал отключается. Регулятор в целом сохраняет работоспособность при выходе из строя любого одного из четырех измерительных или исполнительных каналов. Изменение средней мощности реактора достигается воздействием на задатчик 4 регулятора 2. Одним из основных регулируемых параметров энергоблока с реактором кипящего типа является давление пара в паровом контуре, поддерживаемое регулятором давления 5, получающим импульс по давлению в барабане-сепараторе и воздействующим через механизм управления турбиной 7 регулятора частоты вращения турбины 6 на ее регулирующие клапаны. Уровень воды в сепараторах регулируется трехимпульсным регулятором уровня 8 с сигналами по уровню и расходам пара и питательной воды. Для обеспечения минимальной разности уровней воды в соседних барабанах-сепараторах их водяные и паровые объемы соединяются несколькими перемычками. В реакторе РБМК невозможен непосредственный контроль ряда параметров, в том числе связанных с обеспечением безопасности работы АЭС, например энерговыделения и запаса до кризиса теплосъема в топливных кассетах, температуры графитовой кладки в каждой ячейке реактора и т. п. Эти параметры контролируются косвенно на основе оперативных расчетов, проводимых ЭВМ системы централизованного контроля "Скала", использующей в свою очередь результаты более сложных расчетов, периодически проводимых на внешней ЭВМ. Особенности регулирования энергоблока с РБН. Программа и схема регулирования. 90. Программа регулирования блока показана на рисунке. В диапазоне малых нагрузок (до 0,25 Nэ ном) расходы теплоносителя в первом и втором контурах постоянны и, следовательно, разности температур теплоносителя пропорциональны мощности. При больших мощностях расходы теплоносителя в обоих контурах регулируются пропорционально мощности. При выбранных зависимостях расходов и температур от мощности обеспечивается постоянство температуры как свежего пара, так и промежуточного перегрева, причем последняя не регулируется. 91. Основные потребители технической воды на АС. Типы систем технического водоснабжения АС, схемы 92. Типы охладителей оборотной системы водоснабжения, их устройство, характеристики технического 94.Классификация трубопроводов АС. Материалы трубопроводов По назначению:  гцк  питательные  конденсатные  острого пара  дренажные и др. По параметрам среды  давление  температура По степени радиоактивности среды По периодичности работы Материалы трубопроводов: То есть материал зависит от теплоносителя и скорости. 95. Характеристики трубопроводов. Понятия «рабочее давление», «условное давление», условный проход» 96 Конструктивное исполнение трубопроводов АС. Соединения трубопроводов. Опоры трубопроводов. Компенсация температурных удлинений трубопроводов Конструктивное исполнение Тип труб – бесшовные (холоднотянутые и горячекатаные), реже – сварные. Все трубопроводы, температура среды в которых выше 45°С, имеют тепловую изоляцию с температурой на ее поверхности 45—48°С. На швах и в местах сварки теплоизоляция должна допускать ее быстрый съем и восстановление. Наиболее важные трубопроводы имеют металлическую обшивку (листовым алюминием или оцинкованной сталью). Трубопроводы крепятся к несущим строительным конструкциям с помощью опор. Размеры трубопроводов указываются в миллиметрах и обычно обозначаются дробью (или произведением 𝑑н · 𝛿): в числителе — наружный диаметр, в знаменателе — толщина стенки. Внутренний диаметр труб принимают в зависимости от расхода и скорости среды, а необходимую толщину стенки и наружный диаметр трубопровода — исходя из расчета на прочность. По сортаменту изготовляемых труб выбирают трубы, ближайшие по размерам, и проверяют их на прочность. Для трубопровода важна скорость среды (параметры и расход которой заданы), так как она влияет на диаметр, а поэтому на толщину стенки, вес и стоимость. Чем больше скорость, тем дешевле трубопровод и общая стоимость станции, но тем больше гидравлические потери, на преодоление которых расходуется перепад давления среды (паропроводы) или электроэнергия на перекачивающие насосы. Поэтому выбор скоростей сред делается на основе технико-экономических расчетов. Трубопроводы характеризуются: условным давлением, условным проходом и маркой стали. Соединения трубопроводов Длина труб, выпускаемых промышленностью, обычно 8 — 12 м; длина трубопроводов всегда больше. Места соединений участков трубопроводов между собой, с арматурой и отдельными агрегатами в реакторных контурах требуют особого внимания. Все соединения сварные; фланцевые применяются в виде исключения. Ремонт трубопроводов первого контура чрезвычайно затруднителен, поэтому качеству сварки уделяется особое внимание, так как от этого во многом зависит срок службы трубопроводов. Необходимо также иметь в виду, что сварные соединения более подвержены коррозии, чем основной материал. Из сказанного следует, что необходимо точное соблюдение технологии сварки с последующей проверкой качества сварки современными методами контроля. Трубопроводы контура ГЦК соединяют с ГЦН и главной задвижкой также сваркой. На эти трубопроводы приходятся наибольшие весовые расходы Опоры трубопроводов Все трубопроводы крепят к несущим строительным конструкциям. Соответствующие опорные или подвесные конструкции должны не только воспринимать вес трубопроводов и предохранять их от возможных вибраций, но и обеспечивать беспрепятственное удлинение труб. Трубопроводы работают в условиях переменных температур как при нормальной эксплуатации, так и еще в большей мере в процессах останова и расхолаживания, а также при разогреве и пуске после останова. В результате изменения температуры среды меняется температура металла, а поэтому и длина трубопроводов. Если не обеспечить возможность свободного удлинения трубопроводов, то в их металле могут возникнуть дополнительные напряжения, величина которых зависит от температуры среды. Это в ряде случаев может привести к разрушению труб. Опоры распределяют по длине трубопроводов с обеспечением удлинения от неподвижных («мертвых») опор в сторону к подвижным опорам. Подвижные опоры подразделяют на три типа, допускающие перемещение в горизонтальном, вертикальном и любом направлениях. Опоры для горизонтальных перемещений труб большого диаметра обычно выполняют шариковыми, реже — роликовыми. а) опора неподвижная; б) опора подвижная Вертикальные перемещения допускают пружинные опоры. Пружинные подвесные опоры обеспечивают свободное перемещение в любом направлении. Чтобы определить, допустимы ли напряжения, возникающие от температурных удлинений в трубах, рассчитывают самокомпенсацию всех главных трубопроводов. Расчет требует предварительную трассировку трубопроводов. Предпочтительно иметь такую трассу, чтобы ее гибкость была достаточной для компенсации температурных удлинений. Этому требованию соответствуют трубопроводы, у которых протяженность взаимно перпендикулярных участков примерно равна. Если же гибкость недостаточна, то создают специальные изогнутые участки (компенсаторы), обычно П-образной формы, перпендикулярные направлению наибольшего температурного удлинения. Количество компенсаторов и их размеры зависят от температуры среды, коэффициента линейного расширения и расстояния между неподвижными опорами. Опоры и подвески трубопроводов рассчитывают на вес трубопровода, наполненного водой и покрытого изоляцией. Расстояния между соседними опорами должны быть от 2 до 8 м в зависимости от диаметра трубопроводов: для меньших диаметров принимают меньшие расстояния, так как гибкость таких трубопроводов больше. На современных АЭС также применяют динамические опоры и аварийные ограничители, предназначенные для удержания трубопровода и ограничения его колебаний при разрыве. Компенсация температурных удлинений Каждый участок трубопровода между неподвижными опорами при заданной его трассировке рассчитывается на самокомпенсацию тепловых удлинений – напряжения в металле не должны превышать допускаемых значений. Расчет на самокомпенсацию трубопровода: нахождение усилий и напряжений, возникающих в трубопроводе под действием упругой деформации при изменении температуры; напряжения в опасных сечениях сопоставляются с величинами допустимых напряжений. При необходимости: 1. заменяются опоры трубопровода; 2. изменяется трассировка трубопровода; 3. устанавливаются компенсаторы удлинений. 97. Расчеты трубопроводов. Порядок выбора стандартного трубопровода. Влияние скорости среды на выбор трубопровода 98. Трубопроводная арматура АС. Классификация арматуры. Управление арматурой на АС Арматура – это устройства, воздействующие на движущуюся среду в трубопроводах в целях изменения ее параметров (расходных – непосредственно, термодинамических и других – через изменение расходов как основного потока, так и вспомогательных сред). Управление арматурой производится вручную или с помощью привода, действующего от постороннего источника энергии (электрического, пневматического, гидравлического). Арматура с ручным управлением может иметь редуктор (зубчатый или червячный) для уменьшения усилия на маховике. Привод (ручной и механический) устанавливают непосредственно на арматуре (местный привод) или отдельно от нее (дистанционный привод). 100. Функции, схемы включения и устройство редукционных и редукционно-охладительных установок на АЭС. Схемы включения Различают редукционные (РУ) и редукционно-охладительные (РОУ) установки. РУ снижают давление пара, РОУ – давление и температуру пара. Для АЭС с турбинами на насыщенном паре эти установки используют, например, для сброса пара из ПГ в основной конденсатор, минуя турбину, когда: турбина сбросила нагрузку; пар в пусковом режиме еще не может быть направлен на турбину; ведется расхолаживание реакторной установки и др. При специальном использовании, рассчитанном на быстрое включение в работу, РУ и РОУ называют быстровключающимися (БРУ и БРОУ). Они открываются в два раза быстрее, чем обычные: для РУ и РОУ – 30 с, для БРОУ и БРУ – 15 с, в особо важных случаях – 2 – 4 с. Обычно РОУ – установки периодического действия. Рисунок – Схема РОУ: 1 – редукционный клапан, 2 – форсунки, 3 – пароохладитель, 4 – предохранительный клапан, 5 – быстровключающийся запорный вентиль, 6 – дроссельное устройство, 7 – регулирующий клапан, 8 – место взятия импульса для воздействия на 1 и 7, 9 – дроссельные решетки В этих установках операции по снижению давления и температуры пара проводятся последовательно: сначала снижается давление в редукционном клапане 1 с электроприводом, затем в дроссельных решетках 9 пароохладителя 3. После снижения давления в пар через форсунки 2 пароохладителя впрыскивается вода для охлаждения пара до необходимой температуры. { Окончательные параметры пара устанавливаются только на некотором расстоянии после пароохладителя 3, поэтому импульс для воздействия на дроссельный клапан 1 и на клапан 7, регулирующий подачу воды на впрыск, берется в точке 8 на расстоянии 8 – 10 м после пароохладителя. Через дроссельное устройство 6 (набор дроссельных шайб) проходит одно и то же количество воды при всех нагрузках, благодаря этому перепад давления постоянен и перед РК 7 всегда поддерживается одно и то же давление (на 1,0 – 1,5 МПа выше, чем в пароохладителе). } БРОУ (БРУ) БРОУ занимают промежуточное положение между защитной и регулирующей арматурой. Специфика БРОУ заключается в ее быстродействии, измеряемом секундами, и в высокой стоимости. БРОУ предназначены для сброса излишков свежего пара, возникающих при пусках и остановках энергоблока, резких снижениях нагрузки турбины и повышениях давления в паропроводах сверх допустимых значений. На блоках АЭС, работающих на насыщ. паре, охлаждение которого не требуется, применяются БРУ со временем включения 2 – 20 с. Пар после БРОУ (БРУ) чаще всего сбрасывается в пароприемные устройства конденсаторов турбины или в атмосферу (БРУ-К, БРУ-А). Через БРОУ (БРУ) осуществляется резервное питание паром потребителей собственных нужд энергоблока, деаэратора (БРУ-СН, БРУ-Д), турбоприводов ПН и др. Основные элементы БРОУ – запорно-дроссельный клапан, дросселирующее решетчатое устройство и охладитель пара с впрыскивающими форсунками (в БРУ охладителя нет). Регулирующий клапан обеспечивает требуемое охлаждение пара после его дросселирования. Использование РУ и БРУ Рисунок – Схема использования РУ и БРУ в системе АЭС для сброса пара, минуя турбину: 1 – реактор, 2 – ПГ, 3 – РУ, 4 – БРУ, 5 – вентиляция трубопровода подвода пара к БРУ, 6 – турбина, 7 – БРОУ, 8 – конденсатор, 9 – КН, 10 – ПНД, 11 – теплообменник расхолаживания, 12 – деаэратор, 13 – ПН, 14 – насос расхолаживания, 15 – ПВД, 16 - ГЦН При использовании РУ в режиме расхолаживания всей реакторной установки выключаются ГЦН с переходом на ЕЦ. Одновременно включается РУ cо сбросом пара дросселированного пара или в Д через теплообменник, или в К с последующей подачей в Д. Из Д вода поступает в ПГ через выкл. по паровой стороне ПВД. Для экономии электроэнергии можно вести прокачку насосом расхолаживания. После достижения на входе в Д параметров пара, отвечающих давлению в Д, прокачка прекращается, а расхолаживание завершается с помощью теплообменника расхолаживания. 101. Виды регулирующей арматуры, принципиальное устройство. Расходная характеристика. 102. Виды предохранительной принципиальное устройство. и защитной арматуры, Защитная арматура – препятствует возникновению ненормальных ситуаций, которые опасны для людей и выводят из строя оборудование (предохранительные клапаны, защищающие от превышения давления; автоматические стопорные, отсечные и отсечноперепускные клапаны турбин; обратные затворы, препятствующие обратному протеканию среды). 1. Защитная арматура Назначение: для защиты оборудования от аварийных изменений параметра среды (давления, направления потока) путем отключения линии. К защитной арматуре относятся: быстродействующие отсечные клапаны; обратные клапаны. Подразделяются на: Обратный клапан автоматически предотвращает обратный поток среды. Подсоединение клапана к трубопроводу осуществляется сваркой. Основные детали: корпус, захлопка, ось. Обратные клапаны и предохранительные устройства а) обратный клапан; б) предохранительный клапан 2. Предохранительная арматура Назначение: служит для предотвращения аварийного повышения давления в обслуживаемой системе путем автоматического впуска избыточного количества среды. К ней относятся: предохранительные клапаны прямого действия (рычажные, пружинные); импульсные предохранительные клапаны; мембранные разрывные устройства (МРУ). Рычажные предохранительные клапаны (рис. (б)) устанавливают на участке трубопровода между котлом и запорной задвижкой. Импульсно-предохранительные устройства (ИПУ) включают в себя импульсный клапан и главный предохранительный клапан (ГПК) и предназначены для установки на ответственных элементах паровой части ППУ с рабочим давлением, как правило, более 6,0 МПа. Мембранно-разрывные устройства (МРУ) герметично перекрывают плоской или выпуклой мембраной сечения сбросных трубопроводов. Время срабатывания: 0,002…0,003 с. Применяют устройства, в которых мембрана разрывается непосредственно под действием среды, и устройства с принудительным разрывом – проколом или вырубкой мембраны. 103. Условные обозначения арматуры на схемах трубопроводов 104. Выбор площадки для строительства АС. Требования к площадкам АС Размещение атомных станций осуществляется в соответствии с федеральными нормами и правилами «Размещение атомных станций. Основные критерии и требования по обеспечению безопасности» [1], в которых установлены критерии учета влияния процессов, явлений и факторов природного и техногенного происхождения и влияния атомной станции на население и окружающую среду. Размещение АЭС не допускается: - непосредственно на активных разломах; - в районах с сейсмичностью более 9 баллов (шкала MSK-64). Основные требования к выбору места строительства АЭС диктуются стремлениями уменьшить стоимость строительства и способствовать повышению экономичности и надежности эксплуатации. Расположение станции должно быть согласовано с перспективным планом развития района. Целесообразно любую электростанцию располагать в центре электрических нагрузок, которые ей надлежит покрывать. Это не всегда удается, особенно для гидростанций. Для тепловых станций на органическом топливе приходится считаться с близостью к району добычи топлива, особенно когда речь идет о низкокалорийных углях. Атомные станции свободны от этого требования, и в этом одно из их преимуществ. При выборе места строительства обязательным условием является незатопляемость территории при любом уровне паводковых вод. Совершенно необходима простая и удобная связь с железной дорогой, пользоваться которой придется как при строительстве (подвоз строительных материалов и оборудования), так и в процессе эксплуатации (доставка свежего, вывоз отработавшего ядерного горючего, завоз реагентов и т. п.). Любой мощной атомной электростанции предстоит работать в электрической системе, поэтому площадка для строительства должна обеспечивать удобный вывод высоковольных линий электропередачи (ЛЭП). Площадку и ее размеры выбирают с учетом возможного расширения АЭС и размещения оборудования полной мощности станции, а не только первой очереди строительства, причем некоторые сооружения строят исходя из полной мощности станции, а другие — с учетом возможного их расширения при минимальной стоимости их и максимальном удобстве эксплуатации. По размерам площадку выбирают достаточной для рационального по условиям технологического процесса размещения всех необходимых зданий и сооружений. Рельеф местности должен быть ровным, не требующим больших планировочных работ, с минимальным поверхностным стоком (уклон 0,005-0,001). Затраты на отчуждение земель под строительство электростанции (снос жилых поселков, лесных и сельскохозяйственных угодий) допускаются минимальными, причем в первую очередь следует использовать земли Госфондов. Недопустимо расположение предполагаемой площадки для строительства станции в районе залегания полезных ископаемых или распространения оползней и осыпей, а в вечной мерзлоте станцию следует строить только на скальных основаниях. Для обоснованного выбора площадки проводятся топогеодезические изыскания, инженерно-геологические работы (изучение состава и строения пород), а также гидрологические и метеорологические изыскания (дебит и уровни источника водоснабжения, паводковые режимы и др); изучается естественная радиационная обстановка в районе размещения АЭС для последующего сопоставления с ней дальнейших данных по уровню радиации, наблюдаемой при эксплуатации АЭС. Должно быть проанализировано влияние на безопасность АС всех возможных стационарных и подвижных источников аварийных взрывов, в том числе промышленных объектов по производству, переработке, хранению и транспортированию химических и взрывчатых веществ, расположенных на удалении до 5 км, складов боеприпасов – на удалении до 10 км от границы площадки АС. Должны быть определены параметры воздействия наиболее опасного аварийного взрыва и обоснована безопасность АС с учетом ударной волны и вторичных последствий предполагаемого взрыва в виде сотрясения грунта, летящих предметов и местных условий миграции газового облака. Должно быть проанализировано влияние на безопасность АС всех возможных стационарных и подвижных источников аварийных выбросов химически активных веществ на удалении до 5 км от границы площадки АС, в том числе промышленных объектов, на которых осуществляется обработка, использование, хранение и транспортирование токсичных и коррозионно-активных веществ. Должны быть определены параметры воздействий на АЭС и вероятности их достижения при событиях, вызванных: - взрывами и пожарами, выбросами взрывоопасных, воспламеняющихся, токсичных и коррозионно-активных газов и веществ на промышленных объектах, наземном и водном транспорте; - падением летательных аппаратов (самолетов, вертолетов); - наводнениями с прорывом напорных фронтов водохранилищ, расположенных вверх по течению рек от площадки АС; - авариями на водном транспорте и в береговых портовых зонах, сопровождающимися взрывами и пожарами, химически опасными выбросами, если АС находится на побережье моря; - электромагнитными полями; - внешними пожарами (горение леса, торфяников, горючей жидкости); - разработкой месторождений полезных ископаемых, горных выработок (тоннелей, шахт, карьеров); - колебаниями уровня воды в источнике водоснабжения АС. Обоснование радиационной обстановки для нормальной эксплуатации АС, проектных и запроектных аварий и разработка технических и организационных мероприятий, обеспечивающих безопасность населения, должны быть выполнены на стадии техникоэкономического обоснования (проекта). Оценка радиационной обстановки для нормальной эксплуатации АС должна выполняться с использованием вероятностного распределения параметров атмосферной дисперсии, характерных для района размещения АС. Оценка радиационной обстановки для проектных и запроектных аварий на АС должна выполняться для наименее благоприятных метеорологических условий, характерных для района размещения АС. Экономические показатели генплана: удельная площадь промплощадки , га/МВт: fУД=F/NУСТ; - коэффициент использования территории, %: kТЕР=(FСУМ/F)*100; - коэффициент застройки, %: kСТР=(FЗД/F)*100. Для современных АЭС характерны значения показателей: fУД= 1 ¸ 2,5 га/100 МВт; kТЕР = 60 ¸ 70 %; kСТР = 25 ¸ 40 %. Процедура окончательного выбора площадки заключается в проведении ряда мероприятий. В намечаемом районе выбирают 2-3 площадки, для каждой площадки определяют ряд: - капиталовложения (на освоение, на гидротехнические сооружения, на подъездные пути, на сооружения по выдаче энергии и т.д.); годовые эксплуатационные расходы (на техническое водоснабжение, на транспортные потери электро- и теплоэнергии и т.д.). Выбирается площадка с лучшими технико-экономическими показателями. 106. Компоновка главного корпуса АС. Требования к компоновке, классификация помещений Под главным зданием или главным корпусом атомной электростанции подразумевают помещения, в которых расположены основные цехи станции — реакторный (или реакторно-парогенераторный) и машинный зал. В этом же здании могут размещаться вентиляционный центр и некоторые другие отделения. Взаимное расположение оборудования и строительных конструкций называется компоновкой. Основные виды компоновки главного корпуса — сомкнутая, разомкнутая и интегральная. При сомкнутой компоновке реакторное отделение, машинный зал, деаэраторная этажерка, а иногда и спецкорпус объединены в одном здании. Разомкнутая компоновка отличается расположением реакторного отделения в специальной защитной оболочке, выполненной из металла или предварительно напряженного бетона, a паротурбинной установки — в смежном корпусе. Целесообразность разомкнутой компоновки может обосновываться технологией возведения защитной оболочки, дополнительными требованиями к ее фундаменту (сейсмостойкости, например) и требованиями безопасности. При интегральной компоновке реакторное и турбинное отделения размещаются в одном строительном блоке из предварительно напряженного бетона, разделенном на отдельные боксы. Такая компоновка пока существует только в проектах, например, для энергоблока с высокотемпературным газовым реактором и газовыми турбинами. Требования к компоновке: 1. Взаимное расположение оборудования должно отвечать наилучшей организации технологического процесса. Здесь прежде всего имеется в виду использование естественной циркуляции теплоносителей в определенных режимах работы энергоблока и создание условий для бескавитационной работы насосов. Например, расположение парогенераторов АЭС с ВВЭР выше реактора позволяет использовать естественную циркуляцию для отвода от активной зоны остаточных тепловыделений. Компенсатор объема (давления) должен располагаться выше оборудования и трубопроводов контура, к которому он подключен. Деаэраторы поднимают достаточно высоко для создания нужного подпора для питательных насосов, конденсаторы размещают непосредственно у турбины для обеспечения наименьшего давления на выходе пара из проточной части. 2. Компоновка должна обеспечивать возможно лучшие значения технико-экономических показателей. Один из важнейших таких показателей - удельный объем главного корпуса, определяемый отношением полного его объема к установленной мощности АЭС (м3/кВт). Уменьшение удельного объема главного корпуса влечет за собой сокращение расхода материалов и денежных средств на строительные конструкции, снижение капиталовложений. Сокращаются эксплуатационные расходы, в частности расходы энергии на собственные нужды, обусловленные энергетическими потерями в трубопроводах и обеспечением вентиляции помещений. Данное требование сводится к тому, чтобы коммуникации между элементами оборудования были возможно короче. Однако оно входит в определенное противоречие с последующими требованиями. 3. Установленные на электростанции оборудование и коммуникации должны быть удобным образом доступны для обслуживания, включая и ремонтные работы. Не следует забывать и о компенсации Термических расширений трубопроводов. Должно быть предусмотрено место для раскладки частей разбираемого при ремонте крупногабаритного оборудования. Это предполагает сооружение удобных подходов и площадок. 4. Должны быть обеспечены удобство и механизация проведения ремонтных работ и работ, связанных с доставкой на станцию топлива и других расходуемых материалов, а также оборудования для замены вышедшего из строя. Все части оборудования массой 50 кг и более должны перемещаться с помощью грузоподъемных механизмов и кранов, установку которых необходимо предусмотреть. Для проведения ремонтных и монтажных работ в реакторном отделении ЩМ машинном зале устанавливаются краны, грузоподъемность которых определяется наиболее массивными частями оборудования (корпус реактора, ротор турбины и т.п.). Высота установки должна позволять производить подъем элементов с наибольшими габаритными размерами. В центральном зале реакторного отделения для перегрузки топливных изделий (сборок) дополнительно устанавливают специальную перегрузочную машину, конструирование которой осуществляется в зависимости от типа реактора и особенностей его конструкции. Компоновка также должна удовлетворять всем требованиям вил техники безопасности, радиационной безопасности, противопожарной охраны, обеспечивать санитарногигиенические условия для персонала электростанции и населения, проживающего в близлежащих районах. Рис.1 Классификация помещений: Ряд помещений и объектов атомных электростанции подобны помещениям и объектам термических: машинное отделение (машинный зал, конденсационное, выводы генераторов), центральный щит управления, помещения аккумуляторных батарей и зарядных агрегатов, закрытые и открытые электронные распределительные устройства, компрессорная, электролизная, маслохозяйство, кабельные туннели и т. д., также территория АЭС (внешнее и охранное освещение). В главных производственных помещениях АЭС специальные условия эксплуатации связаны с чертами работы технологического оборудование Имеются помещения, куда доступ персонала при работе технологического оборудования запрещается (напряжение; мер, помещения реактора, основных циркуляционных на сосудов — ГЦН, парогенераторов и т. д.). Доступ персонала в эти помещения вероятен только при неработающем тем технологическом оборудовании: для осмотра, ремонта и т. п. На АЭС имеется ряд помещений, нахождение персонала в каких при рабочем режиме допускается на недолговременное время. В помещениях с нормальными критериями эксплуатации персонал может находиться постоянно. Особыми помещениями АЭС являются: - реакторное отделение, где располагается ядерный реактор и технологическое оборудование, связанное с работой реактора (ГЦН, ПГ, машинки для перегрузки топливных кассет и осмотра реактора и т. д.), бассейны с водой для выдержки и перегрузки горючего; - особая водоочистка, где размещены разные насосы, баки, емкости, фильтры, дезактивационные установки и т. д.; - вентиляционный центр с сильными приточными и вытяжными вентиляционными установками, венткамеры; - помещения насосов, устройств, приводов арматуры, трубопроводов, нагнетательных газодувок; - пульты и щиты управления (блочный, запасный, дозиметрии), распределительные устройства и электросборки, размещенные внутри особых помещений; - лаборатории (радиохимическая, дозиметрического контроля, инженерно-физическая и др.), КИП различного предназначения, помещения дозиметрии; - особый санпропускник и помещения санитарно-бытового предназначения (санузлы, души, гардеробные, приема и хранения спецодежды и др.). Зависимо от типа реактора и принятой компоновки на каждой определенной АЭС не считая перечисленных выше объектов и помещений могут быть объекты и много предназначения, а некие перечисленные помещения и установки отсутствовать. Все здания и сооружения АЭС должны быть четко разделены на 2(3) зоны: — зону строгого режима, где возможно воздействие на персонал радиационных факторов: внешнего гамма-бета-нейтронного излучения, загрязнения воздушной среды помещений радиоактивными газами и аэрозолями, загрязнения поверхности строительных конструкций и оборудования радиоактивными веществами; — необслуживаемые помещения — боксы, камеры и другие герметичные помещения, где размешается технологическое оборудование и коммуникации, являющиеся основными источниками излучения и радиоактивного загрязнения. Пребывание персонала в необслуживаемых помещениях при работающем технологическом оборудовании не допускается; — периодически, обслуживаемые помещения — помещения для проведения ремонта оборудования, других работ, связанных с вскрытием технологического оборудования; узлы загрузки и выгрузки радиоактивных материалов, временного хранения и удаления отходов; — помещения постоянного пребывания персонала в течение всей смены. — зону ограниченного режима - это полуобслуживаемые помещения, в которых находится лишь дежурный персонал, а доступ остальным лицам разрешается только дозиметрической службой станции; — зону свободного режима, где практически исключается воздействие на персонал радиационных факторов. Радиационная безопасность в зданиях и сооружениях этой зоны регламентируется допустимыми уровнями непрофессионального облучения. 107. Структура помещений турбинного и реакторного отделений главного корпуса АС Реакторное отделение состоит из цилиндрической защитной оболочки и негерметичной части, состоящей из фундаментной части и обстройки. Реакторное отделение в плане представляет собой квадрат со стороной 66 м. В реакторном отделении располагаются реакторная установка, системы, обеспечивающие безопасную эксплуатацию энергоблока, включая аварийный останов и расхолаживание реактора, отвод остаточных тепловыделений и, кроме того, обеспечивающие возможность проведения комплекса необходимых послеаварийных мероприятий, независимо от режимов работы остальных энергоблоков АЭС. Реакторное отделение рассчитано на сейсмические воздействия и относится к первой категории сейсмостойкости по «Нормам проектирования сейсмостойких атомных станций». Здание реакторного отделения имеет общую фундаментную плиту. Защитная оболочка является элементом системы герметичного ограждения, предназначена для удержания радиоактивных веществ в случае аварии с разрывом трубопровода первого контура и защиты от внешних воздействий. Компоновка систем безопасности реакторного отделения выполнена исходя из принципа физического разделения строительными конструкциями или их территориального разнесения. В коридорах допускается размещение элементов, принадлежащих двум каналам системы безопасности при условии их максимально возможного разнесения. Компоновка герметичной части реакторного отделения В защитной оболочке располагается реакторная установка, бассейн выдержки отработанного топлива, аварийные и вспомогательные технологические системы, работающие под параметрами 1 контура, вентиляционные установки и оборудование, обеспечивающее проведение транспортно-технологических операций с топливом и ремонта. Защитная оболочка представляет собой цилиндр с внутренним диаметром 45 м и куполообразным верхом, и является пассивным элементом системы герметичного ограждения. В состав реакторной установки входят: реактор, четыре парогенератора ПГВ1000М с увеличенным диаметром, четыре ГЦНА и емкости быстрого ввода бора, петли ГЦК, компенсатор давления с барботажным баком, гидроемкости САОЗ первой и второй ступени и трубопроводы связи. В герметичной части РО расположены также оборудование и трубопроводы: - системы байпасной очистки теплоносителя первого контура (СВО-I); - системы аварийного и планового расхождения первого контура (частично), включая бак аварийного запаса раствора бора (бак-приямок ГА-201) со встроенным в него фильтрующим устройством; - системы продувки-подпитки первого регенеративного теплообменника и доохладителя; контура (частично) в составе - системы организованных протечек и газовых сдувок первого контура в составе охладителя протечек; - системы подавления водорода в герметичном объеме. Компоновка вышеуказанных систем, оборудования и трубопроводов выполнена, исходя из принципа размещения их в боксах, обеспечивающих защиту элементов системы герметичного ограждения от динамических воздействий при разрывах трубопроводов с высокопотенциальным теплоносителем первого контура (от струй истекающего теплоносителя, ударных волн и т.п.) и летящих предметов, посредством железобетонных конструкций стен и перекрытий. Строительные конструкции боксов обеспечивают также биологическую защиту обслуживающего персонала при проведении операций по перегрузке топлива и при проведении ремонта оборудования, расположенного вне бокса, и которое в процессе всей работы не соприкасается с радиоактивным теплоносителем. Это позволяет свести к минимуму дозозатраты ремонтного и обслуживающего персонала в большинстве случаев без проведения специальных мероприятий по дезактивации систем первого контура. Помимо указанных систем под оболочкой размещены устройства, обеспечивающее проведение транспортно-технологических операций с топливом и ревизию реактора: -бассейн выдержки и перегрузки топлива, перегрузочная машина; -шахты ревизии и “мокрой” выгрузки внутрикорпусных устройств, стенд для ревизии верхнего блока; -машина и пультовая кабина внешнего осмотра корпуса реактора, а так же вентиляционные системы, поддерживающие требуемый температурный режим воздуха под оболочкой. Обслуживание основного оборудования реакторной установки в оболочке осуществляется основным краном реакторного отделения грузоподъемностью 320-160/2´70 т через проёмы и люки перекрытия реакторного зала на отметке +36,900. Вспомогательное оборудование, расположенное вне зоны действия основного крана, обслуживается или круговым консольным краном г/п 2 т., или местными грузоподъемными средствами. Контейнер с топливом, приспособления для ремонта и ревизии реактора, а так же оборудование, вывозимое при ремонте в “грязные” мастерские (электродвигатели, выемные части ГЦН, вентиляторов, арматуры и т.п.), доставляется в оболочку через транспортный люк в плите оболочки над транспортным выездом в реакторное отделение. Въезд осуществляется в транспортный коридор, не входящий в состав герметической части. Проход обслуживающего персонала в герметичную часть предусматривается через основной шлюз на отметке реакторного зала (отм. +36.900). Аварийный выход персонала осуществляется через аварийный шлюз на отметке +19,340. Для удобства обслуживания в оболочке предусмотрен грузопассажирский лифт грузоподъемностью 0,5 т. Компоновка негерметичной части реакторного отделения В негерметичной части размещено оборудование и трубопроводы систем, обеспечивающих безопасность энергоблока, плановый и аварийный останов реактора, расхолаживание и отвод остаточных тепловыделений, независимо от режимов работы остальных энергоблоков АЭС, а также блочные системы обеспечения нормальной эксплуатации энергоблока. Негерметичная часть РО по радиационной безопасности разделена на две зоны: -зону строгого режима (контролируемая зона), где условия труда персонала таковы, что дозы обучения не могут превышать 0,3 годовой ПДД; -зону свободного режима, где размещены системы, которые в процессе своей работы не имеют контакта с радиоактивными средами и от которых, во всех режимах эксплуатации, исключена возможность загрязнения помещений радиоактивными веществами, а именно: - системы надежного электроснабжения собственных нужд; - блочный щит управления; - резервный щит управления; - система приточной вентиляции; - аварийные питательные насосы с баками запаса обессоленной воды; - предохранительные клапаны парогенераторов, БРУ-А, отсечная арматура паропроводов и питательной воды; - система пассивного отвода тепла (СПОТ). Обслуживание зоны свободного режима осуществляется через лестничные клетки, связанные с “чистым” переходным мостиком и турбинным отделением. Доставка ремонтируемого в центральных ремонтных мастерских оборудования из зоны свободного режима осуществляется через транспортные люки и проёмы над въездом электрокары в зону свободного режима под грузоподъемные механизмы соответствующих отметок. В зоне строгого режима размещены системы, которые имеют контакт с радиоактивными средами, или в процессе эксплуатации могут выделять радиоактивные вещества, а именно: - система аварийного расхолаживания первого контура и расхолаживания бассейна выдержки, выполненная «по принципу совмещения» функций применением комбинации центробежного и струйного насоса, и состоящая из теплообменников аварийного расхолаживания, насосов аварийного расхолаживания и трубопроводов. Оборудование и трубопроводы системы физически разделены строительными конструкциями на три независимые канала безопасности; - система организованных протечек в составе приямка, насосов приямка и трубопроводов; - система продувки-подпитки первого контура в составе деаэраторов, подпиточных насосов, баков борсодержащих вод, установок очистки вод, установок очистки вод слива первого контура (СВО-2); - система контроля и поддержки водного режима I контура; - вытяжной вентцентр с системой очистки газовых сдувок. Обслуживание зоны строгого режима реакторного отделения осуществляется через «грязные» лестничные клетки с грузопассажирскими лифтами грузоподъемностью 0,5 т и одним грузовым лифтом грузоподъемностью 5 т. Проход персонала и доставка оборудования, ремонтируемого в «грязных» мастерских осуществляется по закрытой эстакаде связи реакторного отделения с объединенным спецкорпусом. В зонах строгого и свободного режимов размещены так же общие системы ремонтного и эксплуатационного обеспечения сжатого воздуха и газоснабжения. На отметке 0,000 реакторного отделения предусматривается негерметичный транспортный коридор для выполнения транспортно-технологических операций, с организацией железнодорожного въезда со стороны оси 5р реакторного отделения. Негерметичная часть РО плитой перекрытия отметки +13,200 делится на фундаментную часть и обстройку. Обстройка реакторного отделения располагается вокруг защитной оболочки по всей высоте цилиндрической части и имеет с ней общее основание (фундаментную часть). Три стороны обстройки и зона расположения СПОТ являются зоной свободного режима, а сторона, расположенная над транспортным въездом, - зоной строгого режима. По трем сторонам обстройки на отметках +13,200, +16,800, +20,400, +24,600 размещаются три электротехнические системы безопасности с кабельными помещениями и щитом СУЗ. На отметках +28,800 и +33,600 с двух противоположных сторон размещаются приточные вентцентры. Со стороны машзала над электротехническими системами на отм. +28,800 расположены паропроводы, БРУ. На отм. +33,600 находятся насосы пожаротушения с баками. На рис. 3 представлена компоновка АЭС с ВВЭР-1000 и одной турбиной, на рис. 4 — АЭС с РБМК-1000 и двумя турбинами, на рис. 5 — продольный разрез по реакторным отделениям двух блоков РБМК-1000 с расположением между ними корпуса СВО. Рис. 3. Компоновка АЭС с ВВЭР-1000 1 — турбинное отделение; 2 — обстройка защитной герметичной оболочки; 3 — защитная герметичная оболочка; 4 — компенсатор объема; 5 — реактор с бассейном перегрузки; 6 — вентиляционная труба; 7 — мостовой полноповоротный кран; 8 — парогенератор; 9 — электродвигатель ГЦН; 10 — бассейн выдержки; 11 — транспортно-технологическая часть; 12 — гидроаккумулирующие емкости; 13 — ПВД; 14 — питательные турбонасосы; 15 — деаэратор; 16 — ПНД; 17 — въездные пути; 18 — возбудитель электрогенератора; 19 — электрогенератор; 20 — ЦНД; 21 — ЦСД; 22 — СПП Про машзал ВВЭР нет инфы Есть про РБН Компоновка машинного зала Пролет машинного зала 45 м, длина 156 м, шаг колон каркаса 12 м. В конструктивном отношении машинное отделение представляет собой каркасную конструкцию: сборные железобетонные колонны с шагом 12 метров, сборные железобетонные кровельные плиты по металлическим фермам. Фундаменты монолитные железобетонные, стеновые панели сборные керамзитобетонные. Для обслуживания оборудования машинного зала имеются два мостовых крана. 1 – реактор; 2 - ГЦН-2; 3 - боксы ПГ; 4 – ПЭН; 5 – турбина; 6 – АПЭН; 7 – буферная емкость второго контура; 8 – бак аварийного сброса БАС–1; 9 – бак аварийного сброса БАС-2; 10 – деаэратор; 11 - растопочный расширитель 13 ата Расположение ТГ- поперечное, шаг между турбоустановками 36 м. Машинное отделение имеет подвальное помещение с отметкой пола - 3.30 м. Отметка оперативного обслуживания турбин 9.00 м. Со стороны временного торца машзал связан проходным тоннелем трубопроводов с баками запаса чистого и грязного конденсата.

otvety ekz2

Related documents

Products

Support

otvety ekz2

Related documents

Add this document to collection(s)

Add this document to saved

Suggest us how to improve StudyLib