3800

Парогенератори

Контрольная

Энергетика

Парогенератори Одне з основних завдань експлуатації АЕС є максимальне зниження рівня радіаційного опромінення і гарантування безпечної роботи персоналу. Цього досягають, використовуючи двоконтурну схему АЕС. Елементом, який розділяє контури, є парог...

Украинкский

2012-11-07

1.07 MB

4 чел.

Парогенератори

Одне з основних завдань експлуатації АЕС є максимальне зниження рівня радіаційного опромінення і гарантування безпечної роботи персоналу. Цього досягають, використовуючи двоконтурну схему АЕС. Елементом, який розділяє контури, є парогенератор.  Він повинен бути надійним в експлуатації і одночасно мінімізувати втрати енергії при теплопередачі. При роботі парогенератора параметри теплоносія на вході задані режимом роботи реактора, а параметри вихідної пари, які визначають економічність роботи ПТУ, залежать від його конструкції та схеми включення, що показані на рис. 1. Економічність роботи парогенератора багато в чому визначається якістю води другого контура. Для її забезпечення застосовують корозійно стійкі матеріали,  конденсатоочистку та корекційну обробку води.

1. Робота парогенератора

Парогенераторна установка може бути з виділеним водяним економайзером, див. рис. 1, а, г і без нього. Виділений водяний економайзер дозволяє збільшити температурний напір і таким чином зменшити поверхню нагріву парогенератора, але у водяному економайзері коефіцієнт тепловіддачі завжди менший, ніж для поверхонь нагріву з випаровуванням. Тому виграш сумарної поверхні нагріву парогенераторної установки буде лише тоді, коли приріст температурного напору буде більший за зменшення коефіцієнта теплопередачі.

Крім того, виділення самостійного водяного економайзера, навіть при виграші щодо поверхні нагріву, робить установку дорожчою: якщо водяний економайзер розташований у окремому корпусі, то збільшуються габарити установки; якщо самостійна поверхня економайзера виділена у межах одного й того ж корпусу парогенераторної установки, то ускладнюється розташування поверхонь нагріву в корпусі. Тому на АЕС з ВВЕР поверхню водяного економайзера не виділяють. 

Мінімальний температурний напір між теплоносіями у парогенераторі Δtмін має велике значення для вибору тиску насиченої пари. Чим більший Δtмін, тим менша поверхня нагріву парогенератора і його вартість, а отже, і вартість встановленого кіловата. Однак чим більше Δtмін, тим менший робочий тиск пари і тим нижча теплова економічність станції.

Переважно Δtмін = 10 ÷ 15°С і через його малу величину порівняно невелика зміна, наприклад, на 2.5°С, викликає зміну поверхні нагріву, а отже, і вартості на 15 – 20%. Тому техніко-економічний розрахунок парогенератора повинен бути дуже ретельним і у певному розумінні продовжений протягом експлуатації. Величина Δtмін повинна відраховуватися від кінцевої температури охолодження гріючого теплоносія у парогенераторі. Якщо початкова температура теплоносія визначається умовами роботи реактора, то кінцева температура теплоносія вимагає техніко-економічного розрахунку, рівно ж як і вибір Δtмін.

Тепловий баланс парогенераторної установки АЕС з водяним реактором

                                           (1)

Gт – витрата теплоносія першого контура, кг/год; ср – теплоємність теплоносія, кДж/(кг· К); t'т, t"т – температури теплоносія на вході і виході з парогенератора, град.; Dпг – паропродуктивність, кг/год; h0 і hжв – ентальпія насиченої пари і живильної води, кДж/кг.

З (1) випливає, що витрата теплоносія обернено пропорційна різниці ентальпій (температур) води на виході і вході у реактор, див. рис. 1,  

                                                    . (2)

Чим більша різниця ентальпій теплоносія, тим меншою може бути його витрата і, відповідно, менші затрати електроенергії на власні потреби. Крім того, зменшення витрати теплоносія при збереженні величини транспортної швидкості дозволить зменшити діаметр, звідси вартість трубопроводів і головного циркуляційного насоса, тобто вартість електроенергії. Але чим більша різниця температур теплоносія, тим менша, при тій же початковій температурі, буде кінцева температура теплоносія, а отже, і початкові параметри пари, що призведе до зменшення теплової економічності станції.

Невеликі значення Δtмін  для потужних АЕС з водо-водяними реакторами вимагають великих поверхонь нагріву парогенератора - таких, що виготовлення його у вигляді одного агрегату виявляється неможливим. Неможливо також створити один головний циркуляційний насос (ГЦН) на таку велику продуктивність. Проте існує тенденція збільшення парогенераторів, яка дозволяє зменшити число циркуляційних петель реактора, що також знижує вартість встановленого кіловата потужності. Тенденція до підвищення параметрів теплоносія дозволяє збільшити тиск пари у парогенераторі і підвищити загальну економічність атомної електростанції.

2. Типи парогенераторів

Поверхні нагріву парогенератора виготовляють у вигляді системи змійовиків малого діаметра, всередині яких рухається теплоносій з високим тиском. Парогенератори бувають горизонтальними і вертикальними, див. рис.2 та 3. В обох випадках зі сторони другого контура прийнята природна циркуляція. На АЕС, що споруджені на території СНД,  використовується горизонтальна конструкція.  

На рис.2 зображений горизонтальний парогенератор для АЕС з ВВЕР-1000. У порівнянні з парогенератором для ВВЕР-440 у конструкції парогенератора для ВВЕР-1000 вжито заходів для інтенсифікації теплообміну: менший діаметр трубок, більша швидкість теплоносія, вища температура пароутворення. Це дозволяє більш ніж у 1.5 раза збільшити коефіцієнт теплопередачі і при тій же величині температурного напору суттєво підвищити густину теплового потоку. Тому габарити корпуса парогенератора збільшились незначно, незважаючи на суттєве підвищення потужності. Зменшилась маса парогенератора, віднесена до її паропродуктивності, незважаючи на підвищення тиску як у першому так і у другому контурах.

Порівняно з вертикальним, горизонтальний парогенератор має велику площу дзеркала випаровування і суттєво менші швидкості пари на виході у паровий об’єм. Однак висота парового об’єму у нього обмежена, оскільки  визначається діаметром корпуса, а він обмежений залізничними габаритами. Крім того, при підйомі пари перерізи для проходу пари неперервно зменшуються, швидкості зростають і умови для його висушування погіршуються. Через обмеженість діаметра корпуса у його паровому просторі можна розташувати тільки прості і тому не дуже ефективні сепараційні пристрої. В результаті поверхня нагріву пароперегрівача збільшується, оскільки її частина використовується для досушування пари.                               

У вертикальному парогенераторі швидкості з підйомом пари залишаються незмінними, висота парового об’єму може бути значно збільшена, розташування високоефективних сепараційних пристроїв полегшено. Можливо розвивати також і водний об’єм, у якому розташовується поверхня нагріву, що визначає потужність парогенератора.

Варіант вертикального парогенератора для ВВЕР-1000 на ті ж параметри і потужність, що і горизонтальний (насичена пара, 1469 т/год), зображений на рис. 3. Гранична потужність такого парогенератора визначається числом петель, котрі бажано обмежити двома. Це зв’язано з відмовою від запірних засувок на петлях .

Потужність горизонтального парогенератора, у  250 МВт для ВВЕР-1000, за умовою залізничних габаритів є граничною. Однак, слід мати на увазі, що поверхня нагріву теплообміну парогенераторів АЕС з ВВЕР проектується з запасом 20 – 25% внаслідок погіршення коефіцієнта теплопередачі через відкладення. Застосування комплексонної обробки живильної води для забезпечення усунення відкладень дозволяє на ті ж 20 – 25% підвищити граничну потужність парогенератора і відповідно застосувати три петлі замість чотирьох.

3. Водний режим парогенератора

Прагнення створити більш компактні парогенератори призводить до великого ущільнення їх корпусів, що утруднює вивід шламу  продувкою та може сприяти утворенню відкладень на змійовиках парогенераторів. Ці відкладення безпечні з точки зору температури металу, оскільки температура металу може досягнути тільки температури теплоносія, але вони призводять до зниження паропродуктивності і потужності установки, тому шламовий режим для парогенераторів, на відміну від реактора, хоча допустимий, проте небажаний. Шлам у воді парогенератора може з’явитись:

по-перше, при подачі фосфатів у воду для переводу кальцієвих сполук у шламову форму, тобто при застосуванні корекційного фосфатного режиму;

по-друге, через попадання у парогенератор оксидів конструкційних матеріалів зі всього пароводяного циклу.

Призначення фосфатного режиму – заміна кальцієвого накипоутворення  шламоутворенням. Але оскільки шламовий режим небажаний, то у парогенераторах фосфатний режим не допускається, а для запобігання утворення накипу вміст кальцієвих сполук у воді підтримується меншим від їх дійсної розчинності. Це має своє відображення у нормуванні твердості води парогенератора.

Поверхня нагріву з внутрішнього боку омивається водою першого контуру. Запобігання відкладень у активній зоні вимагає високої чистоти реакторної води, що забезпечується шляхом використання для трубок парогенератора конструкційних матеріалів з високою загальною корозійною стійкістю, наприклад аустенітних нержавіючих сталей. Однак ці сталі схильні до корозії під напругою, що підсилюється хлоридами.

У реакторній воді, тобто у воді першого контуру, концентрація хлоридів може бути маленька, але у воді парогенератора внаслідок пароутворення вона може досягнути значень, небезпечних для цих сталей. При цьому виникають пошкодження трубок, особливо у напружених місцях, зокрема, спряжень з колекторами. В результаті теплоносій протече у другий контур і в його воді з’явиться радіоактивність, яка ускладнює експлуатацію.

Для запобігання цього явища можливі два шляхи: заміна аустенітних нержавіючих сталей іншими матеріалами, не схильними до корозії під напругою у присутності хлоридів, або відмова від нижньої трубної дошки і суворе нормування вмісту хлорид-іону у воді парогенератора. У закордонній практиці застосовується перший шлях – для трубок парогенераторів використовують сплави типу інконелю (20% Cr, 45% Ni, 35% Fe). Однак руйнування парогенераторних трубок продовжується. У товщі шламу, що утворюється на нижній дошці, концентруються не лише хлориди, але і луги, що викликає лужну корозію цих сплавів у тих же місцях. До цих сполук, можливо, були б стійкими титанові сплави.

4. Нормовані показники якості води другого контура

На території СНД використовують інший шлях. Для підтримання допустимої концентрації хлоридів у воді парогенератора застосовується 100% конденсатоочистка 8 (рис. 4) і очистка продувної води парогенератора на байпасній установці, яка складається з послідовно включених регенеративного теплообмінника 15, доохолоджувача 14, механічного фільтра 12. Як видно з рисунка, продувна вода парогенератора після очистки повністю повертається у парогенератор. Очисну установку розраховують перш за все за концентрацією хлоридів. Проте регенерація аніоніту за проскакуванням хлоридів може призвести до накопичення у воді парогенератора кремнієвої кислоти і відкладення її на трубках парогенератора і в початкових ділянках проміжного пароперегрівача турбіни, тому концентрація кремнієвої кислоти у воді парогенератора також нормується. При наявності проміжного пароперегрівача концентрацію кремнієвої кислоти у  воді парогенератора визначають розрахунками беручи до уваги розчинність кремнієвої кислоти у насиченій парі при тиску проміжного пароперегрівача і враховуючи коефіцієнт виносу з води парогенератора у межах 0.1 - 0.5%. Отже, основними нормованими і контрольованими показниками для води парогенератора є твердість, хлориди і кремнієва кислота, що відображено у нормах, наведених у табл.. 1. Ці норми стосуються парогенераторів з природною циркуляцією при поверхнях теплообміну, виготовлених із аустенітних нержавіючих сталей, і очистці води на іонообмінних фільтрах з поверненням її в цикл. Якщо парогенератор прямоточний, то норми, вказані у таблиці, непридатні, рівно ж як і виготовлення трубок парогенератора з аустенітних нержавіючих сталей. Якщо для парогенератора з циркуляцією використовують інконель і подібні йому сплави або сталі, не схильні до корозії під напругою (див. вище), то відпадає необхідність нормування хлоридів. Інші норми для води парогенератора можуть бути збережені такими ж, як показано в табл. 1.

Таблиця 1. 

Норми безкорекційного водного режиму парогенератора АЕС з ВВЕР.

Нормовані показники і розмірності

Живильна вода

Вода парогенератора в усталеному режимі

Розчинений кисень, мкг/кг

15

Відсутній

Хлориди, мг/кг

0.02

1.0

Твердість, мкг-екв/кг

0.5

100

Кремнієва кислота в перерахунку на SiO3, мг/кг

0.05

5.0

Оксиди заліза в перерахунку на Fe, мкг/кг

25

-

Оксиди міді в перерахунку на Cu, мкг/кг

15

-

Застосування безкорекційного режиму, тобто відмова від фосфатування, знімає питання про продувку. Однак у воді парогенератора знаходиться залізоокисний шлам, виведення якого продувною водою з сучасних парогенераторів ускладнений. Через це шлам може накопичуватися, викликаючи підшламову корозію. Щоб у воді парогенератора не було шламу, необхідно, щоб усі домішки були у розчиненому стані. Відповідно до нормам технологічного проектування це може бути досягнуто шляхом корекції водного режиму додаванням комплексонів у живильну воду перед її входом у парогенератор. Комплексони, зокрема трилон Б (двозаміщена сіль етилендиамінтетрауксусної кислоти), утворюють зі всіма катіонами високорозчинні сполуки і усувають шламоутворення. Розраховують необхідну кількість комплексонів (мкг/кг) за формулою

                                               , (3)

Sж (мкекв/кг), SFe (мкг/кг) і SCu (мкг/кг) – відповідно твердість і концентрація оксидів заліза (у перерахунку на Fe) і міді (у перерахунку на Cu) у живильній воді парогенератора.

Нормування водного режиму і його контроль також передбачені і для живильної води. Твердість, вміст хлоридів і кремнієвої кислоти у живильній воді можуть збільшитись через присмоктування води охолодження у конденсаторі, якщо, як це робилося на початку експлуатації АЕС з ВВЕР, конденсатоочистка не встановлена. Контроль показників (див. табл.1) живильної води може оперативніше, ніж контроль води парогенератора, виявити присмоктування. Як бачимо з табл. 1, оксиди заліза нормуються лише у живильній воді, тоді  як у воді парогенератора, якщо не застосована комплексонна обробка, оксиди заліза будуть присутні у вигляді шламу.

Дуже високі вимоги до водного режиму парогенераторів АЕС з ВВЕР щодо твердості, концентрації хлоридів і кремнієвої кислоти можуть бути забезпечені тільки при підготовці додаткової води, що поповнює втрати у системі другого контуру, шляхом її знесолювання і знекремлення. З рис. 4 видно, що вода подається у паровий об’єм конденсатора. Кількість додаткової води визначається на підставі матеріального балансу. У другому контурі двоконтурних АЕС, незважаючи на замкнутий цикл, існують невеликі втрати робочого тіла (конденсату), а отже, і необхідність його поповнення. До числа цих внутрішніх втрат належать витоки пари і конденсату через нещільності, а також відбори проб для аналізу. У деяких випадках можуть мати місце і зовнішні втрати, зумовлені тим, що споживач відбірної пари не повністю повертає конденсат. Проте для АЕС це не характерно, оскільки постачання парою промислових підприємств здійснюється поки від ТЕЦ на органічному паливі. Баланс пари, конденсату і додаткової води для другого контуру двоконтурної АЕС зручно розраховувати у частках α  від витрати пари на турбоустановку D0 (рис. 4).

5. Матеріальний баланс води другого контура

Втрати робочого тіла з другого контуру АЕС в основному мають місце в елементах, що знаходяться під невеликим тиском пари, тому всі витоки умовно зараховують до свіжої пари, хоча фактично мають втрати і при низьких тисках. До числа останніх зараховують, наприклад, втрати робочого тіла з вологістю у газоповітряній суміші, що викидається ежекторами конденсатора і ущільнень турбіни. Ці втрати визначаються при детальному розрахунку турбоустановки. При складанні матеріального балансу установки в цілому їх окремо не враховують, а включають у загальностанційні витоки. Значення цих втрат зазвичай становить 0.3 – 0.5% від витрати пари на турбіну і залежать від параметрів пари, стану обладнання і умов експлуатації.

Дренажі обладнання і паропроводів, як постійні (наприклад, з ущільнень насосів), так і періодичні (більшість з яких характерні для пускових режимів), збирають у дренажний бак і систематично повертають у цикл.

Складемо матеріальний баланс другого контуру. Незворотні втрати пари і конденсату для другого контуру повинні бути поповнені додатковою водою, витрата якої Dдв є прибутковою статтею балансу. При складанні матеріального балансу у тепловій схемі не враховується присмоктування охолоджувальної води у конденсаторі, оскільки при нормальній експлуатації він дуже малий: q = 0.004 ÷ 0.02% від витрати пари через турбіну. У матеріальному балансі не враховують і витрату води парогенератора, що подається на очистку, оскільки контур очистки замкнутий (рис. 4).

З урахуванням сказаного матеріальний баланс у другому контурі АЕС

                                                            , (4)

або у частках від витрати пари на турбіну D0

                                    ,   αдв = Dдв/ D0;   αвт = Dвт/ D0. (4а)

Крім того, у другому контурі  можна окремо скласти матеріальний баланс для його елементів з урахуванням відборів турбіни. Витрата пари відборів Dі на будь-який підігрівач у частках від загальної витрати на турбіну D0 позначають

                                                              .  (5)

На рис.4 витрата пари відборів на ПНТ і ПВТ показана сумарно, оскільки матеріальний баланс за окремими підігрівачами необхідний лише при розрахунку всієї теплової схеми, зокрема, при розрахунку регенеративного підігріву. Аналогічно підраховують витрату турбінного сепарату

                                                               (6)

та конденсату гріючої пари проміжного пароперегрівача

                                                           ;  (7)

пари у конденсаторі

                                                    .  (8)

З рис. 4 випливає, що паропродуктивність парогенератора

                               або .  (9)

У тих випадках, коли є додаткові споживачі пари Dдод, наприклад паровий привід живильного насосу, паропродуктивність парогенератора

                                            .

Витрата живильної води Dжв повинна дорівнювати паропродуктивності парогенератора Dпг:

                                                             .  (10)

З рис.4 видно, що для отримання водного балансу другого контуру АЕС, тобто для визначення продуктивності водопідготовки, потрібно знати тільки витрату витоків, див. (4а).

 6. Баланс домішок води другого контуру

Для оцінки якості живильної води і розрахунку витрати води, що подається на очистку, потрібно скласти баланс домішок. Витрату води на очистку, а також величину присмоктування води охолодження у конденсаторі q розраховують у відсотках від витрати пари на турбіну:

                                                           .  (11)

Складемо баланс природних домішок для випадку з відсутньою конденсатоочисткою. У  цьому випадку присмоктування охолоджувальної води у конденсаторі – основне джерело надходження домішок у цикл.

Приймемо, що концентрація природних домішок в охолоджувальній воді конденсатора Sох.в, у воді поповнення Sдв, у парі Sп, у воді парогенератора після очистки Sпг.оч, до очистки Sпг, тоді баланс природних домішок для другого контуру (мг/кг)

.   (12)

Виключаючи з обох частин (12) однакові члени (100 + 100αпп)∙Sп і практично однакові члени 100αдв · Sдв і 100αут · Sп, отримаємо витрату води на очистку у відсотках від витрати на турбіну:

                                                         ,  (13)

або

                                                         ,   (13а)

оскільки для природних домішок можна знехтувати величиною Sпг.оч .

З виразу (13) випливає, що витрата води парогенератора на очистку буде найменшою, якщо для Sпг використати нормовані, а не менші значення.

Якщо присутня конденсатоочистка, розрахована на пропускання всієї витрати конденсату, а Sк.оч – концентрація розрахованої суміші після конденсатоочистки, то замість (13) повинно бути

                                                        ,  (14)

або

                                                        .  (14а)

Чистоту живильної води визначають з рівняння балансу домішок для деаератора, яке при відсутності конденсатоочистки має вигляд

.(15)

Враховуючи високу чистоту пари і води поповнення, аналогічно до (12) та (13), отримаємо для живильної води

                                      .  (15а)

При розрахунках якості живильної води необхідно звертати увагу на розмірності, у яких вказані концентрації домішок. Особливо це стосується солей твердості окремих потоків. Наприклад, твердість всіх потоків в середині схеми (рис. 4) вимірюється у мікрограм-еквівалентах на кілограм, а в охолоджувальній воді конденсаторів твердість вимірюють у міліграм-еквівалентах на кілограм, тобто розмірності відрізняються у 103 раз.

При наявності конденсатоочистки чистота живильної води

                                                            .  (16)

Контроль продуктів корозії у других контурах АЕС забезпечують, вимірюючи концентрацію оксидів заліза і міді у живильній воді перед парогенератором, тобто не тільки після деаератора, але і після ПВТ. Отримані розрахункові концентрації зіставляють з нормованими значеннями. Концентрація оксидів заліза у живильній воді у міліграмах на кілограм визначається рівнянням

                                              ,  (17)

ΣНFe – сумарна поверхня перлітної сталі, що омивається водою на тракті від конденсатора до парогенератора, м2; ξFe – швидкість корозії перлітних сталей у перерахунку на Fe, мг/(м2 · год); ηFe –частка продуктів корозії сталі, що перейшли у воду.

Для розрахунків можна рекомендувати ξFeηFe = 5 мг/(м2·год) на тракті до деаератора і ξFeηFe = 1 мг/(м2·год) після деаератора.

Концентрація оксидів міді у живильній воді (мг/кг)

                                                ,  (18)

ΣНCu – сумарна поверхня латуней, що взаємодіють з водою, м2; ξCu – швидкість корозії латуней у перерахунку на Cu, мг/(м2·год); ηCu – частка продуктів корозії латуней, що перейшли у воду.

Для розрахунків в умовах конденсаторів і регенеративних ПНТ можна рекомендувати ξCuηCu = 0.5 мг/(м2·год).

Зниження швидкості корозії латуней у ПНТ можна досягти дозуючи гідразин на вході у перший ПНТ. При цьому утворюються гідразинові комплекси, що термічно розкладаються на тракті ПНТ, з утворенням на їх трубках захисних окисних плівок.

7. Очистка води другого контура

Витрата продувної води парогенератора на очистку розраховується за хлоридами, але фільтри очисної установки регенерують після вичерпання їх обмінної ємності при досягненні будь-яких з нормованих у табл. 5.3 показників: хлоридів, кремнієвої кислоти, твердості. Робити розрахунок продувки за твердістю не можна, враховуючи її термічні перетворення впродовж конденсатно-живильного тракту.

З виразу (13) при відсутності конденсатоочистки  випливає залежність витрати води парогенератора на очистку від величини підсмоктувань охолоджувальної води у конденсаторі – збільшення величини підсмоктування від 0.004 до 0.04% збільшує витрату води через очисну установку в 10 раз. Відповідно зростають поверхні теплообміну, що входять у склад очисної установки, і сама ця установка.

При відсутності конденсатоочистки у випадку охолоджувальних вод з великим вмістом хлоридів продувка парогенератора може стати більшою від 1%, що не економічно.

Конденсатоочистка дозволяє суттєво обмежити витрату води парогенератора на очистку. Нормативні значення показників природних домішок, у тому числі і хлоридів, забезпечуються навіть при р = 0.1 ÷ 0.3%. Це підвищує економічність установки, скорочує її розміри і зв’язаних з нею теплообмінників. В цілому, незважаючи на витрати, зв’язані з установкою конденсатоочистки, отримується економія капітальних затрат.

При наявності конденсатоочистки концентрації природних домішок у живильній воді незначні і основними забруднювачами стають продукти корозії. Розчинність їх у воді дуже мала і нормувати їх для парогенератора важко. Тому за відсутності комплексонної обробки оксиди заліза нормують тільки у живильній воді, а величину продувки парогенератора, що подається на очистку, приймають рівною р = 0.5% і не більше 1%.

Очисна установка, схема якої зображена  на рис. 4, працює під повним тиском парогенератора і потребує додаткового насоса. Можливе і інше рішення, схема якого зображена на рис. 5.

На лінії продувки води 1, що очищається, встановлюють розширювач 2, зв’язаний паропроводами з деаератором. При зниженні тиску від ~ рпг до ~ рд з води парогенератора утворюється кількість пари, що дорівнює β на кожний кілограм води, причому                                                                              

       ,            (19)

h'пг і h'д  - ентальпії води при температурі кипіння відповідно для тиску у парогенераторі і у деаераторі, кДж/кг; rд – теплота пароутворення при тиску деаератора, кДж/кг.

Очистку на іонообмінних фільтрах 5 проходить тільки та частина води продувки (1 – β), що не випарувалась, тобто фільтри стають більш компактними, а головне, працюють при менших тисках. Оскільки іонообмінні фільтри працюють при температурі ~ 40°С, то вода проходить через регенеративний теплообмінник 7 і через доохолоджувач 6. Після фільтрів очищена вода повертається в регенеративний теплообмінник 7 і далі лінією 8 надходить у один з елементів регенеративної системи, наприклад, як вже згадувалось, у деаератор. З рис. 4 бачимо, що опір тракту від розширювача до деаератора по водній лінії більший, ніж по паровій. Тому на лінії 4 встановлюють дросельну шайбу 3.

Доохолоджувач 6 може працювати на технічній воді або з подачею на нього холодного конденсату з наступним його поверненням у регенеративну систему, наприклад,  охолоджувач випару.

Очисна установка робиться єдиною для всіх парогенераторів блоку, але з резервними фільтрами для регенерації.      

8. Питання для самоконтролю      

1. Опишіть можливі схеми парогенераторів та поясніть їх переваги і недоліки. Яка схема парогенератора прийнята на АЕС з ВВЕР?

2. Запишіть тепловий баланс для парогенераторної установки для АЕС  з ВВЕР. Від чого залежить витрата води у парогенераторі?

3. Які типи парогенераторів ви знаєте ? Які парогенератори застосовуються на території СНД? Які засоби інтенсифікації теплообміну використовують при модернізації парогенераторів?

4. Що обмежує одиничні потужності парогенераторів? Які існують резерви потужності?

5. Яка причина появи шламу у воді парогенератора? Домішки яких сполук є особливо небезпечними для аустенітних сталей?

6. Які показники якості води другого контура жорстко нормуються? Вкажіть граничні значення цих величин.

7. Чим роблять корекційну обробку води і у чому її суть? Як розрахувати дозу реагента?

8. Запишіть і поясніть вираз для розрахунку паропродуктивності парогенератора. Чому повинна бути рівна витрата живильної води?

9. Запишіть вираз для балансу природних домішок у воді парогенератора. Поясніть,  як отримати витрату води, котру слід подати на очистку?

У який спосіб контролюють продукти корозії у другому контурі? Яким чином можна знизити швидкість корозії латуней?

11. Які позитивні сторони застосування конденсатоочистки? Що вона дозволяє отримати?

12. Опишіть схему байпасної очистки води парогенератора при зниженому тиску.  


Рис.10.1. Схеми парогенераторів двоконтурних АЕС з ВВЕР.

а- з пароперегрівачем та водяним економайзером; б- без водяного економайзера з пароперегрівачем; в- без пароперегрівача і без економайзера; г- без пароперегрівача з економайзером;

1- реактор; 2- ГЦН; 3- випарювач; 4- водяний економайзер; 5- пароперегрівач.

Рис.10.2. Горизонтальний  парогенератор  з водним  теплоносієм для  ВВЕР – 1000.

1- вхідний колектор  теп-лоносія; 2- поверхня теп- лообміну;3- колектор роз- поділу живильної води; 4- дірчастий занурений щит; 5- вхід  живильної  води; 6- жалюзійний сепаратор; 7- паровідвідні  труби; 8- пароскидний колектор; 9- вантузи; 10- відвід  відсе-

парованої вологи; 11- ви-

хідний колектор.

Рис.10.3. Вертикальний парогенератор

для ВВЕР -1000.

1- вихід пари;2- люк для обслуговуван- ня; 3- вихід живильної води; 4- вхід те-

плоносія; 5- періодична продувка;6-без перервна  продувка;  7-  сепараційний

пристрій.

Рис. 10.4. Схема  для  розрахунків балансу вит- рат та домішок у другому контурі АЕС з ВВЕР.

1- парогенератор; 2- ЦСТ турбіни; 3- міжцилін-

дровий сепаратор;4- проміжний пароперегрівач;

5- ЦНТ; 6- КТ; 7- КН; 8-  конденсатоочистка; 9-

деаератор; 10- ЖН;11- насос повернення очище-

ної води у парогенератор; 12- іонообмінний фі- льтр; 13- механічний фільтр; 14- доохолоджувач

продувки; 15-регенеративний теплообмінник.

Рис.10.5. Система байпасної  очис- тки води парогенератора на зниже-

ному тиску.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

34333. Технико-экономические показатели химико-технологических процессов 27.5 KB
  Чаще всего основой классификации химикотехнологических процессов является способ организации процесса кратность обработки сырья вид используемого сырья тип основной химической реакции. Комбинированные процессы могут характеризоваться непрерывным поступлением сырья и периодическим отводом продукта рис.2 г периодическим поступлением сырья и непрерывным отводом продукта рис.2 в периодическим поступлением одного из исходных видов сырья и непрерывным другого рис.
34334. Химико-технологические процессы 22 KB
  Химикотехнологические процессы Химикотехнологический процесс ХТП можно рассматривать как разновидность производственного процесса включающего стадию химического превращения веществ. Любой ХТП можно представить состоящим из трех основных стадий: подготовки сырья химического превращения и выделения целевого продукта и характеризуются различными физическими и физикохимическими явлениями при подготовке исходных реагентов к химическим превращениям стадия 1 или выделении целевого продукта из смеси веществ после химического. Первая и...
34335. Производство серной кислоты контактным способом 23.5 KB
  Производство серной кислоты контактным способом Производство серной кислоты контактным способом включает четыре стадии: получение диоксида серы; очистку газа от примесей получение триоксида серы; абсорбцию триоксида серы. Третья стадия производства серной кислоты является основной. В четвертой стадии процесса производства серной кислоты охлажденный окисленный газ направляется в абсорбционное поглотительное отделение цеха. Поэтому SОз поглощается концентрированной серной кислотой в две стадии.
34336. Области применения серной кислоты и технико-экономические показатели ее производства 32.5 KB
  Области применения серной кислоты и техникоэкономические показатели ее производства. Производство серной кислоты одной из самых сильных и дешевых кислот имеет важное народнохозяйственное значение обусловленное ее широким применением в различных отраслях промышленности. Контактным способом получают около 90 от общего объема производства кислоты так как при этом обеспечивается высокая концентрация и чистота продукта. В качестве сырья для производства серной кислоты применяются элементарная сера и серный колчедан; кроме того широко...
34337. Производство аммиака и азотной кислоты 35 KB
  Производство аммиака и азотной кислоты В соответствии с принципом ЛеШателье при повышении давления и уменьшении температуры равновесие этой реакции смещается в сторону образования аммиака. Основным агрегатом установки для производства аммиака служит колонна синтеза Производство азотной кислоты: Азотная кислота одна из важнейших минеральных кислот. Такая смесь кипит без изменения концентрации кислоты. Современное производство азотной кислоты основано на процессах окисления аммиака и последующей переработке оксидов азота.
34338. Пр-во азотных мин.удобрений и их классификация 30.5 KB
  Прво азотных мин. Большинство азотных удобрений получают нейтрализацией кислот щёлочами.глубину потери – 225; поглощается по типу обменной адсорбции Карбамид мочевина 2NH3CO2=NH2COONH4= =CONH22H2O 2000C; 20 МПа 466 Лучшее удобрение для внекорневой подкормки растений Аммиачная селитра NH3HNO3=NH4NO3Q 3435 Закисляет почву гигроскопична слеживается взрывоопасна Сульфат аммония 2NH3H2SO4=NH42SO4Q 20521 Эффективен под орошаемые культуры рис хлопчатник Среди азотных удобрений самая большая массовая доля азота в...
34339. Фосфорная кислота 24 KB
  Н3РО4 безводная фосф кислота представляет собой бесцветное вещество плавящиеся при температуре 42. Однако на практике имеют дело с жидкой Н3РО4 что объясняется склонностью Н3РО4 к переохлаждению при темп 121С При небольшом переохлаждении она представляет собой густую сиропоподобную жидкость плотностью 188 г см^3 При нагревании водные растворы ортофосф кислоты теряют воду образуя пирафосфорная а затем метофосф кислота. Безводная ортофосф кислота очень агрессивна.
34340. Особенности производства калийных удобрений 29 KB
  Выделение хлористого калия из сильвинитовых руд может быть основано на различии механических физических или химических свойств составляющих компонентов. Переработка сильвинитов для получения хлористого калия по галургическому методу основана на физикохимических особенностях системы NCl КС1 Н2О. Эта особенность системы NCl КС1 Н2О используется для производства хлористого калия из сильвинитов по галургическому методу. Рационально построенная схема производства хлористого калия из сильвинита должна учитывать следующие технологические...