68651

Расчет тепловой схемы турбинной установки К-220-44 Ровенской АЭС

Дипломная

Энергетика

В данном дипломном проекте поверхностно рассмотрен первый и второй контур первого блока Ровенской АЭС с реактором ВВЭР-440.Приведен расчет тепловой схемы турбинной установки К-220-44 а также теплогидравлический и нейтронно-физический расчет реактора типа ВВЭР-440.

Русский

2014-09-24

4.76 MB

92 чел.

Содержание.

Задание

Перечень сокращений

Аннотация

Введение

1.Основное оборудование энергоблока с РУ ВВЭР-440

1.1Первый контур-главный циркуляционный контур

1.1.1.Задачи

1.1.2.Описание технологической схемы

1.1.3.Главный циркуляционный насос(ГЦН)

1.1.4.Барботажный бак(ББ)

1.1.5.Арматура

-главные запорные задвижки(ГЗЗ)

-предохранительные клапаны

1.1.6.Главные циркуляционные трубопроводы(ГЦТ)

1.1.7.Реактор(Р)

1.1.8.Парогенератор(ПГ)

1.1.9.Система компенсации давления(КД)

1.1.10.Основные контрольно-измерительные приборы первого контура

1.1.11.Место установки системы первого контура

1.1.12.Теплогидравлический расчет реактора ВВЭР-440

1.1.13

1.2.Второй контур

1.2.1.Задачи

1.2.2.Описание технологической схемы

1.2.3. Конденсационный электрический насос(КЭН)

1.2.4. Питательный электрический насос(ПЭН)

1.2.5.Аварийный питательный насос(АПЭН)

1.2.6.Сепаратор-пароперегреватель(СПП)

1.2.7.Конденсатор(К)

1.2.8.Подогреватели низкого давления(ПНД)

1.2.9.Подогреватели высокого давления (ПВД)

1.2.10.Деаэратор(Д)

1.2.11.Арматура

1.2.12.Турбогенератор(ТГ)

1.2.13.Место установки системы второго контура

1.2.14.Расчет тепловой схемы ТУ К-220/44

2.Индивидуальное задание

2.1. Описание устройства и работы парогенератора

 

2.2. Описание конструкции узла раздачи питательной воды модернизированного (УРПВМ) и его работы

2.3. Гидравлический расчет узла раздачи питательной воды

2.4. Прочностной расчет узла раздачи питательной воды

3.Экономический расчет

3.1.1.Расчет плановых режимов хозяйственных показателей работы блока

3.1.2.Расчет капитальных вложений и стоимости основных производственных фондов

3.1.3.Расчет годовых эксплуатационных расходов по производству и отпуску электроэнергии

3.2.Расчет себестоимости выработки и отпущенной единицы электроэнергии

3.2.1.Расчет основных технико - экономических показателей работы блока

4.Охрана труда

4.1.Технические решения по радиационной безопасности на АЭС

4.1.1.Меры по защите от ионизирующих излучений

4.1.2.Снижение радиоактивного теплоносителя первого контура

4.1.3.Дезактивация оборудования и помещений

4.1.4.Зонирование помещений, вентиляции, очистка воздуха от радиоактивных газов и аэрозолей

4.1.5.Радиационный контроль

4.2.Электробезопасность

4.2.1.Технические решения по предотвращению электротравм от прикосновения к токоведущим частям

4.3.Пожарная безопасность

4.3.1.Технические решения предотвращения пожаров

4.3.2.Системы противопожарной защиты

Заключение

Литература

Спецификация


Перечень сокращений

АВР  автоматический ввод резерва

АЗ  аварийная защита

АКТП аппаратура контроля технологических параметров

АРК  автоматическая, регулирующая, компенсирующая кассета

АРМ-5с автоматический регулятор мощности

АПЭН аварийный питательный электронасос

АНБК аварийный насос борного концентрата

АСН  автоматика ступенчатого нагружения

АЭС  атомная электрическая станция

ББ  барботажный бак

ББК  бак борного концентрата

БЗТ  блок защитных труб

БГК  бак грязного конденсата

БНБП бустерный насос борной подпитки

БЗК  бак запаса конденсата

БНС  блочная насосная станция

БОУ  блочная обессоливающая установка

БРУА  быстродействующая редукционная установка сброса пара в атмосферу

БРУД быстродействующая редукционная установка резервирования деаэратора

БРУК быстродействующая редукционная установка сброса пара в конденсатор

БРУС  быстродействующая редукционная установка собственных нужд

БТВ  бак технической воды

БЩУ  блочный щит управления

ВВЭР  водо-водяной энергетический реактор

ВРК  внутриреакторный контроль

ВХР  водо-химический режим

ВЦЭН вспомогательный циркуляционный электронасос

ГЗЗ  главная запорная задвижка

ГПК  главный паровой коллектор

ГЦН  главный циркуляционный насос

ГЦК  главный циркуляционный контур

ГЦТ  главный циркуляционный трубопровод

ДБП  деаэратор борной подпитки

Ду  диаметр условный

Д  деаэратор

ДАПЭН дополнительный аварийный питательный насос

ДБ  дренажный бак

ДГ  дизель-генератор

ИВМ  информационно-вычислительная машина

ИПК  импульсный предохранительный клапан

ИСУ  избирательная система управления

КД  компенсатор давления

КИП  контрольно-измерительные приборы

КУ  ключ управления

КГП  конденсат греющего пара

КНИ  канал нейтронных измерений

КЭН  конденсатный насос

КОС  клапан обратный соленоидный

МБЩУ машинист БЩУ

МКУ  минимально-контролируемый уровень

МУТ  механизм управления турбиной

МОТО машинист-обходчик турбинного оборудования

МН  маслонасос

МЩУ  местный щит управления

МО  маслоохладитель

МВ  масляный выключатель

НБП  насос борной подпитки

НВВ  насос вывода воды

НЖУ  нижний жесткий упор

НКВ  нижний концевой выключатель

НОБС насос очистки баков САОЗ

НС РЦ начальник смены реакторного цеха

НСБ  начальник смены блока

НГО  насос газоохлаждения

НОС  насос охлаждения статора

НР  насос расхолаживания

НСГ  насосная станция градирен

НТН  насос технической воды неответственных потребителей

НТО  насос технической воды ответственных потребителей

ОД  охладитель дренажей

ОК  основной конденсат

ПБ  переключатель блокировок

ПГ  парогенератор

ПК  предохранительный клапан

ППМ  прибор показывающий многошкальный

ПВВ  подогреватель водопроводной воды

ПВД  подогреватель высокого давления

ПНД  подогреватель низкого давления

ПРК  пуско-резервная котельная

ПСВ  подогреватель сырой воды

ПЭН  питательный электронасос

ПДУ  питательно-деаэрационная установка

ПБ  переключатель блокировок

ППР  плановый предупредительный ремонт

ПВ  питательная вода

ПДВ  подогреватель деаэрированной воды

Рис.  рисунок

РЩУ  резервный щит управления

РЦ  реакторный цех

РУ  реакторная установка

РУО  регулятор уровня основной

РУБ  регулятор уровня байпасный

РУР  редукционная установка расхолаживания

РУК  регулятор уровня в конденсаторе

РУ  регулятор уровня

РДМ  расширитель дренажей машзала

РОМ-2с устройство разгрузки и ограничения мощности

САГ  система аварийного газоудаления

САОЗ система аварийного охлаждения зоны

СВО  спецводоочистка

СВРК  система внутриреакторного контроля

СКП  система контроля за перегрузкой

СУЗ  система управления и защиты

СПП  сепаратор-пароперегреватель

СК  стопорный клапан

СИЭРО старший инженер по эксплуатации реакторного оборудования

ТГ  турбогенератор

ТК  температурный контроль

ТЦ  турбинный цех

ТК  технологический конденсатор

ТЭН  трубчатый электронагреватель

ТСП  термометр сопротивления

УП  указатель положений

ХОВ  химобессоленая вода

ХЦ  химический цех

ЦТАИ цех тепловой автоматики и измерений

ЦВД  цилиндр высокого давления

ЦНД  цилиндр низкого давления

ЩРК  щит радиационного контроля

ЭКМ  электроконтактный манометр

ЭЭУ  этажерка электроустройств

ЭДТС  эжектор деаэратора теплосети

ЭО  основной эжектор

ЭП  пусковой эжектор

ЭУ  эжектор уплотнений


Символы

А  активность

Н  уровень

Ндбп-1,2 уровень воды в деаэраторе борной подпитки

Нкд  уровень в компенсаторе давления

N  мощность

Nном  номинальная мощность

Р  давление

Р1к  давление в первом контуре

Ргпк  давление в главном паровом коллекторе

Т  период

t  температура

t1к  температура теплоносителя первого контура

tа.к.  температура воды автономного контура

tуп.в.  температура уплотняющей воды

Q  расход


Аннотация.

В данном дипломном проекте поверхностно рассмотрен первый и второй контур первого блока Ровенской АЭС с реактором ВВЭР-440.Приведен расчет тепловой схемы турбинной установки К-220-44 а также теплогидравлический и нейтронно-физический расчет реактора типа ВВЭР-440.

В индивидуальном задании рассмотрен  ПГВ-213. Проведена модернизация коллектора раздачи питательной воды.При этом был выполнен гидравлический и прочностной расчет коллектора. Также приведен расчет себестоимости отопускаемой, изложены вопросы безопасности и охраны труда персонала.


Введение.

Ядерная энергетика является важной и неотьемлемой частью мировой экономики.

Основные предпосылки быстрого роста ядерной энергетики следующие:

ядерное топливо характеризуется высокой калорийностью (удельное тепловыделение ядерного топлива примерно в 2106 раз выше, чем органического топлива).Поэтому на основе ядерной энергетики можно развивать энергетическую базу районов, лишенных собственных запасов энергетического сырья, без увеличения транспортных расходов на его доставку.

Другое важное преимущество ядерных установок, малое в условиях нормальной эксплуатации загрязнение окружающей среды. Традиционные электростанции в процессе работы расходуют для сжигания топлива огромное количество кислорода, выбрасывают (для сжигания топлива)продукты сгорания топлива, в том числе и такие вредные вещества как оксиды азота и серы. Рабочий процесс в ядерных энергетических установках практически не связан с окружающей средой, за исключением сброса тепла- теплового загрязнения на холодном источнике цикла (охлаждение конденсаторов турбин ).

Более чем 40-летний опыт эксплуатации АЭС во всем мире показал, что они действительно могут быть экономичными (в среднем электрическая энергия, вырабатываемая на АЭС, в 2 раза дешевле, чем на ТЭС, сжигающих уголь) и экологически чистыми.

Водо-водяные энергетические реакторы без кипения воды в АкЗ доминируют среди других типов реакторов ,эксплуатируемых в мире, в том числе и у нас в стране. Ядерная энергетика в странах СНГ базируется практически исключительно на реакторах типа ВВЭР .Этот же тип реакторов (PWR-Pressure Water Reactor ) используются преимущественно в атомной энергетике США, Франции, Германии

В настоящее время в СНГ и за рубежом находятся в эксплуатации, строятся и проектируются атомные энергоблоки с ВВЭР-440.Ядерные реакторы этого типа, относящиеся к реакторам второго поколения ВВЭР, обладают некоторыми специфическими особенностями. Основные из них связаны с тем, что реакторные установки ВВЭР-440 проектировались, когда происходило постоянное повышение требований к условиям безопасной эксплуатации АЭС. По этой причине АЭС с ВВЭР-440 в своем развитии претерпели ряд изменений и усовершенствований, которые прежде всего были направлены на повышение безопасности АЭС.

АЭС с ВВЭР-440 ,так называемый унифицированный проект, характеризуется наличием защитных и локализующих устройств, которые исключают выброс в атмосферу даже слабоактивного теплоносителя при авариях вплоть до мгновенного разрыва главного циркуляционного трубопровода. С помощью предусмотренных систем аварийного охлаждения активной зоны предотвращается плавление диоксида урана и повышение температуры оболочек твэлов более 1200 С.

Локализация продуктов деления, выходящих за пределы первого контура, осуществляются с помощью системы герметичных помещений где дополнительно сооружен конденсатор-барботер, обеспечивающий конденсацию пара в первый период возможной аварии. Максимальное избыточное давление в боксах этой модификации ВВЭР-440 в процессе ликвидации аварии не превышает 0.15 МПа, а место расположения АЭС может быть приближено к населенным пунктам.


1.1.Главный циркуляционный контур.

Атомные электрические станции с водо-водяными реакторами типа ВВЭР имеют двухконтурную схему ,включающую в себя первый и второй контуры.

Первый контур атомной электрической станции служит для отвода тепловой энергии, образованной в активной зоне реактора в результате деления ядер урана и передачи его второму контуру.

Работоспособность первого контура обеспечивается наличием основных и вспомогательных систем, которые делятся на системы нормальной эксплуатации, важные для безопасности и системы безопасности.

В состав РУ входят следующие основные системы:

-контур охлаждения реактора

-система подпитки и борного регулирования

-система пассивного впрыска

-система аварийного ввода бора

-система аварийного охлаждения зоны

-сплинклерная система

-система барботажного конденсата

-система промежуточного контура ГЦН

-система промежуточного контура СУЗ

-система очистки теплоносителя СВО-1

-продувка парогенераторов

-маслосистема ГЦН

-маслосистема подпиточных насосов

-система расхолаживания бассейна выдержки

-система организованных протечек

-система хранения и подачи борного концентрата

-система сжатого воздуха для пневмоприводной арматуры.

К вспомогательным системам относятся:

-система продувки датчиков КИП

-система спецканализации.

1.1.1.Задачи системы

Главный циркуляционный контур относится к системам нормальной эксплуатации, важным для безопасности.

Задачи безопасности

Главный циркуляционный контур выполняет:

функции защитного барьера по нераспространению радиоактивных веществ в окружающую среду

функции защиты оборудования ГЦК от недопустимого повышения давления

Задачи нормального режима работы

ГЦК выполняет задачи:

получение тепловой энергии в результате деления ядерного топлива

отвода тепловой энергии от активной зоны реактора к парогенераторам и передачу ее второму контуру

создания необходимого давления для предотвращения кипения теплоносителя в ГЦК

компенсации изменения обьема при изменениях температуры теплоносителя

1.1.2.Описание технологической схемы

Главный циркуляционный контур реакторной установки ВВЭР-440 состоит из реактора,6-ти циркуляционных насосов,6-ти парогенераторов,12-ти главных запорных задвижек, системы компенсации обьема, главных циркуляционных трубопроводов КИП и автоматики. Кроме этого ГЦК имеет вспомогательные системы:

систему заполнения

систему дренирования

систему регулирования давления в ГЦК

систему защиты ГЦК от превышения давления

систему дренирования гидрозатворов петель ГЦК 1,4

систему аварийного газоудаления из коллекторов ПГ и реактора.

Теплоноситель первого контура главными циркуляционными насосами, установленными на “холодных” полупетлях ГЦН подается в реактор через “холодные” патрубки корпуса, опускается по кольцевому зазору между шахтой реактора и корпусом и поступает снизу в активную зону реактора.

Проходя через топливные кассеты теплоноситель нагревается за счет выделенной энергии деления урана. После этого он выходит через “горячие” патрубки из реактора и поступает в парогенераторы, в которых происходит передача тепла питательной воде второго контура. В парогенераторах питательная вода испаряется, превращаясь в пар. Пар по паропроводу поступает в главный паровой коллектор.

На “холодных” и ”горячих” полупетлях непосредственно перед реактором установлены главные запорные задвижки. К “горячей” нитке петли 1 подключен компенсатор давления, который выполняет функции поддержания давления в ГЦК и компенсации обьема теплоносителя.

ГЦК защищен от недопустимого повышения давления двумя предохранительными клапанами, установленными на компенсаторе давления.

Пар, сбрасываемый из компенсатора давления при открытии предохранительных клапанов, принимается барботажным баком и конденсируется, проходя водный обьем бака.

Водная часть компенсатора давления связана с неотключаемой частью “горячей” полупетли 1 двумя трубопроводами Ду200.Паровая часть компенсатора давления связана с неотключаемой частью “холодной” полупетли 1 трубопроводами Ду100.

Режимы работы системы.

ГЦК имеет следующие основные режимы работы:

работа при перегрузке топлива,

режим пуска,

стационарный режим работы,

изменение уровня мощности,

останов и расхолаживание,

испытания ГЦК и отдельных элементов системы,

нарушения в работе, связанные с отказами отдельных элементов ГЦК.

Взаимодействие с другими системами.

Работоспособность ГЦК обеспечивается взаимодействием его с другими основными и вспомогательными системами, такими как:

-система подпитки и борного регулирования,

-система вывода теплоносителя,

-система пассивного впрыска,

-система аварийного ввода бора,

­система аварийного охлаждения зоны,

-система промежуточного контура ГЦН,

-система промежуточного контура СУЗ,

-система очистки теплоносителя СВО-1,

-система организованных протечек,

-система хранения и подачи борного концентрата,

-маслосистема ГЦН,

-маслосистема подпиточных насосов,

-система продувки парогенераторов,

-система сжатого воздуха пневмоприводной арматуры,

-система азота высокого и низкого давления,

-система технической воды ответственных и неответственных потребителей.

1.1.3. Главный циркуляционный насос ГЦН-317

Главный циркуляционный насос ГЦН-317 предназначен для создания циркуляции теплоносителя в замкнутом контуре энергетической установки ВВЭР-440. ГЦН-317 представляет собой вертикальный, центробежный, одноступенчатый насос с механическим уплотнением вала, консольным рабочим колесом и выносным электродвигателем. ГЦН-317состоит из корпуса, выемной части и электродвигателя. Корпус насоса выполнен сварным и имеет нагнетательный и всасывающий патрубки. К нагнетательному и всасывающему патрубкам приварены главные циркуляционные трубопроводы Ду500.Основной несущей конструкцией насоса является сварная опорная рама, опирающаяся на три шаровые опоры.

Эти шаровые опоры позволяют перемещаться насосу в любом горизонтальном направлении, компенсируя температурные расширения трубопроводов ГЦК. На опорной раме размещен корпус насоса, в который устанавливается выемная часть.

Выемная часть насоса состоит из следующих основных деталей:

вала,

рабочего колеса,

направляющего аппарата,

блока уплотнений,

главного опорно-упорного подшипника,

радиальных подшипников,

электромагнитного разгрузочного устройства,

стопорного устройства,

вспомогательного колеса-импеллера,

нажимного фланца.

Разъём между корпусом насоса и выемной частью уплотняется с помощью плоской прокладки. На нижней поверхности нажимного фланца крепится направляющий аппарат.

Рабочее колесо центробежное, консольное, закрытого типа с лопатками двоякой кривизны. На валу оно крепится при помощи эвольвентных шлицов и гайки обтекателя. Вал вращается в двух радиальных подшипниках. Нижний радиальный подшипник смазывается и охлаждается водой автономного контура ГЦН. Верхний радиальный подшипник устанавливается в одном корпусе с главным опорно-упорным подшипником, принимающим осевые усилия, действующие на вал насоса. Смазка и охлаждение верхнего радиального подшипника и главного опорно-упорного подшипника производится маслом из маслосистемы ГЦН.

Для снижения осевых нагрузок при давлении в 1 контуре > 80 кг с/см2 в верхней части корпуса главного опорно-упорного подшипника установлено электромагнитное разгрузочное устройство, создающее на роторе направленное вниз усилие. Для предотвращения обратного вращения вала при остановленном насосе имеется стопорное устройство.

Механическое уплотнение вала представляет собой блок, состоящий из корпуса, который объединен с корпусом нижнего радиального подшипника, двух основных дросселирующих ступеней гидростатического типа, разделительной ступени торцевого типа, концевой ступени торцевого типа и радиального подшипника.

Гидростатические ступени состоят из роторной и статорной частей. Вспомогательное колесо-импеллер создает циркуляцию воды автономного контура ГЦН при работе насоса.

На остановленном насосе циркуляцию воды автономного контура осуществляет автономный насос -ВЦЭН , установленный на проставке ГЦН.

Материал корпуса КД - углеродистая сталь марки 22К. Внутренняя поверхность имеет двухслойное защитное покрытие из нержавеющей стали толщиной 9 ±2 мм.

Коллектор впрыска представляет собой кольцо диаметром 900 мм из трубы Ду50 с двумя рядами отверстий диаметром 3 мм для подачи "холодной" воды в паровую часть КД. Для предотвращения попадания капель впрыскиваемой воды на стенки корпуса в районе впрыска установлен защитный тепловой экран толщиной 10 мм, высотой 1200 мм и внутренним диаметром 2130 мм из стали 08Х18Н10Т. В нижней части установлена обечайка с окнами предназначенная для крепления ТЭНов , а также для создания циркуляции "холодной" и подогретой ТЭНами воды.

ТЭНы представляют собой трубчатые герметичные электронагреватели. Мощность каждого блока составляет 15 кВт. Блок состоит из трех электронагревательных элементов. Суммарная мощность ТЭН выбрана из условия обеспечения скорости разогрева (20 °С в час). ТЭНы не допускают работу "в сухую" - без воды. Лестница предназначена для обслуживания при осмотрах, контроле металла, ремонтах внутренней поверхности КД и внутрикорпусных устройств.

Температура воды в КД поддерживается с помощью электронагревателей равной температуре насыщения при рабочем давлении 125 кг с/см2. Так как КД соединен трубопроводом с 1 контуром, то паровая подушка держит под рабочим давлением весь 1 контур.

При изменении нагрузки реактора в 1 контуре изменяется средняя температура и, как следствие, изменяется объем теплоносителя. Изменение объема и связанное с этим изменение уровня в КД вызывает сжатие или расширение паровой подушки и соответственно рост или снижение давления. При достижении предельных значений уровня или давления от вторичных приборов выдаются импульсы на устройства управления и регулирования, направленные на ограничение отклонений давления и приведение параметра к номинальному, т. е. открываются (закрываются) впрыски, отключаются (включаются) электронагреватели.

1.1.4.Барботажный бак

Барботажный бак предназначен для:

приема и конденсации пара из КД при проверке работы предохранительных клапанов, приема и конденсации пара из КД при аварийном срабатывании предохранительных клапанов, приема азота и конденсации пара в режимах пуска и останова при заменах азотной подушки на паровую и паровой на азотную.

Барботажный бак представляет собой горизонтальный сварной сосуд внутренним диаметром 2006 мм и длиной 5400 мм, состоящий из цилиндрической обечайки, двух эллиптических днищ и внутрикорпусных устройств. В верхней части барботажного бака предусмотрен люк-лаз, предназначенный для доступа внутрь сосуда. Установлен ББ на двух опорах, одна из которых подвижная и допускает горизонтальное его перемещение при температурных расширениях.

Объем сосуда 15 м3, причем 11м3 занято водой, а 4 м3 занято парогазовой смесью.

Для предотвращения образования взрывоопасной смеси водорода в ББ, в нем поддерживается небольшое избыточное давление (0.1 кг с/см2)подачей азота. Сдуваемые газы отводятся в систему дожигания водорода.

В водяном объеме установлен коллектор подвода парогазовой смеси с барботажными трубами и соплами, над которыми располагается теплообменная поверхность охладителя. В верхней части ББ установлен люк. На крышке люка расположены 3 предохранительные мембраны, обеспечивающие защиту ББ от повышения давления.

На ББ имеются следующие штуцеры:

Ду150  -   1 штуцер для подвода парогазовой смеси из КД,

Ду80   -   2 штуцера для подвода и отвода воды промконтура  ГЦН,

Ду50   -   1 штуцер для сдувки газов,

Ду50   -   1 штуцер для заполнения "чистым" конденсатом,

Ду50   -   1 штуцер для слива воды из ББ,

ДуЗО   -   4 штуцера для импульсных линий уровнемеров,

Ду15   -   2 штуцера для импульсных линий измерения давления,

Ду20   -   1 штуцер для установки датчика температуры,

Ду25   -   2 штуцера для подвода азота,

Ду15   -   2 штуцера для трубопровода срыва вакуума,

Ду15   -   1 штуцер для отбора проб.

К внутрикорпусным устройствам ББ относятся:

горизонтальный коллектор подвода пара из КД,

охладитель.

Горизонтальный коллектор подвода пара из КД с перфорацией служит для равномерной раздачи парогазовой смеси по всему объему ББ и расположен в нижней части бака.

Для предотвращения образования вакуума в трубопроводах Ду 150, подводящих пар к ББ, они соединены с газовым пространством ББ трубопроводом диаметром 32 х 2.5 мм с обратным клапаном.

Длительно необнаруженный отказ устройства нормальной эксплуатации -отказ регулятора давления, при котором включена постоянно регулировочная группа нагревателей (180 кВт) и надежно закрыт впрыск. Давление в 1-ом контуре при этом растет до 135 кг с/см2 без подачи сигнала оператору .

Отказ активного защитного устройства- несрабатывание БРУ- К и БРУ- А по обесточиванию их шин.

Выброс пара в ББ при этой аварии равен 850 кг. Давление в ББ при этом увеличивается примерно до 2.5 кг с/см2. При повреждении предохранительного устройства ББ может принять без разрыва предохранительных мембран только 1900 кг пара при начальной температуре воды в ББ, равной 60 ° С и 2100 кг при температуре 40 ° С

Температура воды при этом в ББ увеличивается до 163 ° С, а давление до 13 кг с/см2. Такой сброс соответствует падению давления в КО до 112 кг с/см2.

Охладитель предназначен для конденсации пара и охлаждения воды в ББ. Расположен охладитель над горизонтальным коллектором подвода пара.

Через теплообменные трубки охладителя проходит охлаждающая среда -вода промконтура ГЦН. При нормальных условиях работы ББ расход охлаждающей воды через него ограничен пропускной способностью вентиля Ду 25. При увеличении температуры воды в ББ до 50 ° С открывается вентиль Ду 80 на линии подвода охлаждающей воды промконтура, что увеличивает расход воды до 30 м3/час. Регулирование уровня воды в ББ осуществляется ее сливом в дренажную систему по трубопроводу Ду 50. При увеличении уровня выше номинального оператором дистанционно открываются две последовательно установленные на этом трубопроводе дренажные задвижки. При снижении уровня воды в ББ ниже номинального значения оператором дистанционно открывается задвижка на трубопроводе подвода чистого конденсата в ББ. Конденсируемый пар из ББ сливается в систему организованных протечек.

Барботажный бак до уровня 810 мм заполнен чистым конденсатом.

Корпус и все составляющие его детали изготовлены из нержавеющей стали марки 08Х18Н10Т. Размеры ББ выбраны исходя из условий конденсации всего пара, поступающего в ББ через предохранительные клапана КД. Конденсируемый пар из ББ сливается в систему организованных протечек.

1.1.5.Арматура.

Главная запорная задвижка (ГЗЗ)

ГЗЗ со встроенным электродвигателем установлены на "холодных" и "горячих" полупетлях ГЦК и служат:

для отключения петли от реактора в аварийных ситуациях в случае течи 1 контура в отключаемой части,

для отключения петли от реактора при производстве ремонтных работ на соответствующих парогенераторах и ГЦН при расхоложенном 1 контуре.

ГЗЗ "горячей" полупетли устанавливается на пружинную шаровую опору для обеспечения перемещения задвижки в любом горизонтальном направлении. Под ГЗЗ "холодной" полупетли шаровая опора не устанавливается.

ГЗЗ состоит из корпуса, клина, шпинделя, узла уплотнения, бугеля с редуктором, электропривода. Корпус ГЗЗ приваривается к ГЦТ. В верхней части корпуса расположен узел уплотнения шпинделя и уплотнительная крышка. На корпусе ГЗЗ имеется три штуцера предназначенных для:

разгрузки сальникового уплотнения - вода отводится в систему организованных протечек, контроля плотности узла уплотнения корпус - крышка, подачи воды для гидравлического извлечения выемной части ГЗЗ.

Одна из пластин клина со стороны реактора имеет дросселирующее отверстие для избежания термоопрессовки корпуса ГЗЗ.

Допустимый эксплуатационный перепад давления на клин во время манипуляций закрытия-открытия Р макс = 20 кг с/см2.

В закрытом состоянии без манипуляций допускается перепад давлений на клине 140 кг с/см2 долговременно и 195 кг с/см 2 в течение часа.

Задвижка позволяет работу при частично открытом клине при перепаде давлений 3 - 6 кг с/см2 на протяжении 50 часов в год, но не более 8 часов непрерывно. Скорость расхолаживания и разогрева 30 °С в час.

Главный предохранительный клапан КД.

На компенсаторе давления установлено два главных предохранительных клапана предназначенных для защиты оборудования 1 контура от превышения давления.

Приведение в действие главных предохранительных клапанов осуществляется управляющими (импульсными) клапанами, которые связаны с паровой частью КД. Производительность главных предохранительных клапанов выбрана из условий защиты оборудования 1 контура при следующих аварийных условиях:

сброс нагрузки обеими турбинами и закрытие на них стопорных клапанов ,-   отказ БРУ-К, обесточение блока, отсутствие впрыска в КД, задержка срабатывания АЗ по сигналу обесточения.

При этом давление в 1 контуре не должно превышать 154 кг с/см2 (превышение на 10 % от расчетного).

Управляющий (импульсный) предохранительный клапан КД.

Импульсный предохранительный клапан КД предназначен для управления работой главного предохранительного клапана. Для надежности схемы каждый главный клапан имеет два импульсных клапана.

Импульсный предохранительный клапан управляется:

непосредственно от давления среды,

от электромагнита, который управляется КУ с БЩУ или от электроконтактных манометров по схеме 2 из 3-х.

1.1.6.Главные циркуляционные трубопроводы ГЦТ

Главные циркуляционные трубопроводы Ду500 связывают между собой реактор, шесть парогенераторов, 12 ГЗЗ, 6 ГЦН и предназначены для циркуляции теплоносителя по замкнутому контуру. Трубопроводы изготовлены из нержавеющей стали 08Х18Н10Т. Наружный диаметр 564 мм, внутренний диаметр 496 мм.

Каждая из 6 циркуляционных петель состоит из "горячей" и "холодной" полупетель. "Горячая" полупетля состоит из двух блоков труб, "холодная" - из четырех блоков труб. Все соединения блоков труб между собой и оборудованием выполнены аргонно-дуговой сваркой.

Конфигурация трубопроводов и расстановка опор выполнены так, что обеспечивается самокомпенсация температурных расширений в пределах  норм прочности стали.

Конфигурация трубопроводов выполнена сравнительно жесткой, что уменьшает вероятность возникновения вибрации.

Для уменьшения вибраций ГЦТ и обеспечения перемещений трубопровода в качестве опор используются шаровые опоры с жесткими тарельчатыми пружинами.

Для контроля за температурными перемещениями каждая петля оборудована тремя механическими реперами - трёхкоординатными датчиками установленными:

один на "горячей" полупетле между ГЗЗ и ПГ,

два на "холодной" полупетле между ПГ и ГЦН.

Данные контроля за положением реперов выведены на систему "Орион" (БЩУ).

Для уменьшения последствий аварий с полным разрывом трубопроводов трассе расположены опоры ограничители, воспринимающие нагрузки реактивных сил. С целью снижения этих нагрузок в зазоре между трубопроводом и опорой-ограничителем устанавливается аммортизадное устройство, поглощающее часть кинетической энергии движущее трубы.

На "горячей" полупетле установлено 5 опор-ограничителей. На "холодной" полупетле установлено 8 опор-ограничителей. Опоры-ограничители установлены также на трубопроводе связи КД с петлей № 1 ГЦК. В трубопроводы ГЦТ каждой петли вварены штуцеры:

Ду30  -  13 штук для установки чехлов термопар и термометров сопротивления,

Ду25  -  8 штук для импульсных линий измерения давления и перепада давления,

Ду80  -  2 штуки для продувки и возврата продувки 1 контура,

Ду25  -  2 штуки для дренирования "горячей" и "холодной" полу-

петель.

Кроме этого на трубопроводах первой петли ГЦТ имеются дополнительные штуцеры:

Ду200 -  2 штуцера для связи неотключаемой части "горячей" полупетли с КД,

Ду100 -  1 штуцер для трубопровода впрыска из "холодной" полупетли в КД.

В неотключаемых частях петель 2,3,4,6 также имеются дополнительные штуцеры для трубопроводов аварийного охлаждения активной зоны. Штуцеры продувки и возврата продувки 1 контура имеют встроенные сопла-ограничители (сопла Вентури). Сопло Вентури работает как гидравлическое сопротивление, которое уменьшает расход утечки теплоносителя 1 контура при разрывах трубопроводов продувки и возврата  продувки.

1.1.7.Реактор.

Реактор предназначен для превращения ядерной энергии деления в тепловую и передачи этой энергии теплоносителю. Реактор является водо-водяным энергетическим гетерогенным ядерным реактором корпусного типа, в котором находится вода под давлением. Реактор состоит из корпуса, верхнего блока и внутрикорпусных устройств. К внутрикорпусным устройствам относятся шахта, днище шахта, корзина, блок защитных труб, активная зона. Внутри корпуса реактора на бурте фланца корпуса устанавливается шахта реактора. Шахта реактора в корпусе дистанционируется разделительным буртом корпуса, расположенным между входными ивыходными патрубками, и удерживается от перемещения в плане 8-ю шпонками, приваренными к кронштейнам корпуса. В шахту реактора установлено днище шахты, которое имеет 37 труб для кассет АРК и дистанционируется от перемещения 3-мя шпонками, приваренными к шахте реактора. В днище шахты выполнено 312 отверстий, которые служат для входа теплоносителя в рабочие кассеты и в которых установлены дроссельные шайбы. На днище шахты установлена корзина, в которой собрана активная зона реактора. Корзина в плане центрируется 3-мя штырями, установленными на днище шахты. На днище корзины выполнены 312 отверстий для установки рабочих кассет и 37 шестигранных отверстий для размещения кассет АРК. Активная зона состоит из 349 топливных сборок(кассет) шестигранного типа, из которых 312 сборок неподвижные (рабочие кассеты ) и 37- подвижные (кассеты АРК). Кассеты АРК состоят из топливной части и надставки с поглотителем. Кассеты АРК имеют возможность перемещаться в вертикальном канале, который образован соседними шестью рабочими кассетами, шестигранным отверстием днище корзины и трубами днища шахты. При этом, при нижнем положении кассеты АРК топливная часть распологается в трубах днища шахты, а надставки (поглотитель) в активной зоне. Сверху над активной зоной расположен блок защитных труб, который дистанционирует в плане рабочие кассеты и имеет защитные трубы, в которых могут перемещаться в вертикальном направлении кассеты АРК. Блок защитных труб дистанционируется в корзине посадочной поверхностью 3-мя шпонками. Компенсация взаимных температурных перемещений корпуса реактора, шахты, корзины и блока защитных труб обеспечивается пружинными блоками, установленными в верхней части блока защитных труб. Эти пружинные блоки одновременно обеспечивают удержание шахты с днищем и корзины от вертикального перемещений под действием перепадов давления. Для компенсации взаимных перемещений внутрикорпусных устройств и активной зоны в головках рабочих кассет установлены пружины.

Вся внутренняя поверхность и поверхность главного уплотнительного разъема покрыты антикоррозионной наплавкой из нержавеющей стали 08Х18Н10Т. На корпусе реактора имеется два ряда патрубков Ду500 (12 штук) для входа и выхода теплоносителя, четыре патрубка Ду250 для подключения гидроемкостей, а также патрубок “звездочка” для вывода импульсных линий контроля технологических параметров.

Верхний блок предназначен для уплотнения главного разъема реактора, размещения выводов коммуникаций системы внутриреакторного контроля и удержания от всплытия внутрикорпусных устройств . Верхний блок состоит из следующих основных узлов: крышки, чехлов АРК, коллектора и трубопроводов автономного охлаждения приводов АРК, коллекторов и трубопроводов воздушников, траверсы. Крышка состоит из выпуклой сферической части и уплотняющего фланца, которые выполнены из высокопрочной, теплоустойчивой стали. Внутренние поверхности крышки и опорная поверхность фланца покрыта антикоррозионной наплавкой. На верхней части крышки выполнены 37 патрубков для чехлов АРК, 12 патрубков для вывода температурного контроля рабочих кассет ТК, 6 патрубков для вывода контроля нейтронных измерений -КНИ. Патрубки для выводов КНИ и ТК выполнены из углеродистой стали. Внутренняя поверхность патрубков покрыта антикоррозионным материалом. Чехлы АРК соединены с крышкой реактора фланцевыми разъемами.

Главный разъем реактора уплотняется двумя никелевыми прокладками. Внутрикорпусные устройства предназначены для установки рабочих кассет, кассет АРК, внутриреакторного контроля, а также для организации потока теплоносителя через рабочие кассеты. Теплоносителем и замедлителем в реакторе служит химочищенная вода с концентрацией борной кислоты от 0 до 16 г/кг. Теплоноситель принудительно (с помощью ГЦН) подается в реактор через “холодные” патрубки корпуса, опускается по кольцевому зазору между корпусом и шахтой, затем поступает снизу через перфорированное эллиптическое донышко днища шахты на вход в хвостовики рабочих кассет и через отверстия защитных и демпферных труб днища шахты в кассеты АРК.

При прохождении через кассеты теплоноситель нагревается за счет выделяемой энергии деления урана и выходит из рабочих кассет и кассет АРК через отверстия в защитных трубах БЗТ, затем через перфорацию в верхней части шахты попадает в кольцевой зазор между шахтой и корпусом и далее выходит из реактора через “горячие” патрубки корпуса. Управление и регулирование мощности производится перемещением рабочей группы АРК со скоростью 2 см/сек и изменением концентрации борной кислоты в теплоносителе. Рабочее  положение кассет АРК регулирующей группы находится на расстоянии 175 см от низа активной зоны. По мере выгорания топлива концентрация борной кислоты в теплоносителе снижается до нуля. Аварийная остановка реактора происходит путем опускания самоходом всех групп кассет АРК со скоростью 20-30 см/сек. -АЗ-1, АЗ-2 или со скоростью 2-3 см/сек -АЗ-3.

1.1.8.Парогенератор.

Парогенератор ПГВ-213 предназначен для выработки сухого насыщенного пара под давлением Р=47 кг с/см2, с температурой 258-260 ° С и является составной частью циркуляционной петли. Парогенератор представляет собой горизонтальный цилиндрический сосуд с приваренными с обоих торцов эллиптическими днищами. Длина корпуса 11800 мм, внутренний диаметр 3210 мм, толщина стенок корпуса в средней части 135 мм, на концевых участках 75 мм, толщина стенок днищ 84 мм. Теплообменные трубки расположены горизонтально в нижней части корпуса. Снизу к коллекторам 1 контура приварены ГЦТ “холодной” и “горячей” полупетель. Сверху коллекторов расположены люки 1 и 2 контуров, которые предназначены для обслуживания коллекторов 1 контура: внутренний диаметр люков 720 мм. На одном из днищ парогенератора расположен люк- лаз с отверстием 470 мм, предназначенный для доступа внутрь парогенератора. В паровом пространстве ПГВ-213 установлен жалюзийный сепаратор из пакетов жалюзи и дырчатый лист, предназначенные для сепарации пара и выравнивании скорости пара в сепарационных устройствах. Пакеты жалюзи установлены наклонно под углом 20 ° к поперечной оси парогенератора и по всей длине. Жалюзи волнообразного профиля. В верхней части корпуса имеются пять патрубков Ду250 соединяющих парогенератор с паровым коллектором. В верней части коллекторы 1 контура имеют горловины диаметром 480 мм с фланцевыми соединениями. Через горловины коллекторов производится осмотр и ремонт сварных соединений теплообменных труб.

В нижней части парогенератора в застойных зонах имеются два штуцера Ду50 для непрерывной продувки котловой воды. Штуцер Ду80 для дренирования парогенератора в линию периодической продувки. Штуцер Ду80 используемый как технологический для слива отмывочных растворов. Семь пар штуцеров Ду25 на корпусе и днищах под уровнемеры. Каждый коллектор 1 контура имеет в нижней части переходное кольцо с отверстием Ду500 для входа (выхода) теплоносителя и соединения с ГЦТ, а также два штуцера Ду25 для отвода котловой воды в систему периодической продувки, штуцер Ду14 -воздушник по 1 контуру и штуцер Ду14 для контроля за целостностью узла уплотнения коллектора по 1 контуру. На корпусе сбоку имеется также патрубок Ду250 для подвода питательной воды и Ду100 на днище для подвода аварийной питательной воды.

Поверхность теплообмена выполнена из 5536 змеевиков из труб размером 16 х 1.4 мм их стали 08Х18Н10Т. Змеевики расположены в пароводяном объеме. Для организации естественной циркуляции змеевики имеют коридорное расположение с шагами S1=30 мм, S2=24 мм. Циркуляция котловой воды в межтрубном пространстве устойчивая и обеспечивает отсутствие пленочного кипения на трубах. Циркуляция теплоносителя идет по трубному пучку из “горячего” коллектора в “холодный” . Концы змеевиков заделаны в коллекторах вальцеванием методом взрыва на всю толщину стенки коллектора и обварены по торцу со стенкой коллектора. Змеевики дистанционируются в трубном пучке наборными решетками, состоящими из плоских планок и волнообразных штампованных пластин. Расстояние между опорными узлами трубного пучка 700-750 мм. В межтрубном пространстве находится питательная вода. Материал корпуса парогенератора -углеродистая сталь марки 22К. Коллекторы 1 контура выполнены из аустенитной стали марки 08Х18Н10Т.

Парогенератор устанавливается в боксе на подвесках, закрепленных в верхней части на закладных балках строительной конструкции перекрытия бокса, а в нижней части соединенных с опорами парогенератора. Подвески выполнены гибкими из листового материала. Подвески шарнирно соединены с резьбовыми тягами, через которые закрепляются к несущим опорным конструкциям. Имеется возможность регулировать высоту подвески резьбовыми талрепами. Такое крепление обеспечивает свободное перемещение парогенератора при тепловом расширении трубопроводов. “Горячий” теплоноситель поступает в парогенератор по трубопроводу Ду500 в “горячий” коллектор, откуда раздается по змеевикам. Проходя внутри змеевиков, теплоноситель отдает тепло питательной воде и охлаждаясь выходит в “холодный” коллектор, далее поступает в “холодную” полупетлю ГЦТ на всас ГЦН.

Питательная вода по трубопроводу Ду250 подается в парогенератор в раздающий коллектор питательной воды в среднюю часть парогенератора, откуда через сопла поступает на трубный пучек на “горячую“ сторону, чем достигается частичное выравнивание паровой нагрузки по сечению парогенератора. Пар, выходя из зеркала испарения, осушается в паровом объеме за счет гравитационных сил и поступает в жалюзийный сепаратор, где дополнительно осушается до необходимой степени. Осушенный пар выходит из сепаратора через пять паровых патрубков в паровой коллектор и далее по паропроводу на турбину. Расход воды на один парогенератор до 65 т/час.

1.1.9.Система компенсации давления.

Система компенсации объема(давления) предназначен для компенсации объема и давления при температурных изменениях теплоносителя, связанных с изменением нагрузки реакторной установки. Поддержание постоянного уровня теплоносителя в КД во время разогрева или расхолаживания реакторной установки обеспечивают вывода теплоносителя и борной кислоты.

Задачи поддержания требуемого давления в основном выполняет паровой компенсатор объема КО, представляющий собой сосуд, заполненный водой и паром. К внутрикорпусным устройствам относятся: коллектор впрыска, защитный тепловой экран, обечайка для крепления ТЭНов, ТЭНы и лестница. При установившемся температурном режиме давление среды в КО поддерживается с помощью регулируемого эл. обогрева. При изменениях нагрузки ЯППУ и вызываемых при этом термических изменениях объема теплоносителя, колебания давления ограничиваются автоматически :регулированием обогрева и впрыском “холодного” теплоносителя в паровой объем КО.

Компенсатор объема рассчитан на компенсацию только тех температурных изменений объема и давления, которые обусловлены изменением нагрузки ЯППУ от нагрузки собственных нужд до полной нагрузки. Изменение объема теплоносителя во время разогрева или расхолаживания установки компенсируются системой подпитки и вывода теплоносителя. Рост давления в 1 контуре выше расчетного возможен только при одновременном возникновении нескольких нарушений режима работы блока. Защита реактора от повышения давления в этом случае обеспечивается срабатыванием предохранительных клапанов, установленных на компенсаторе объема . Срабатываемый при этом пар конденсируется в барботажном баке.

КО заполнен частично теплоносителем, частично его паром. Температура среды в КО поддерживается с помощью электронагревателей равной температуре насыщения при рабочем давлении 125 кг с/см2 .Так как КО соединен трубопроводом с 1 контуром, то паровая подушка держит под рабочим давлением весь 1 контур.

Для конденсации пара и, следовательно , для снижения давления применяется впрыск “холодного ” теплоносителя из “холодной” нитки 6-й циркуляционной петли в паровой объем компенсатора.

При изменении нагрузки реактора в 1 контуре изменяется средняя температура и, вследствие этого, изменяется объем теплоносителя. Изменение объема и связанное с этим изменение уровня в КО вызывает сжатие или расширение паровой подушки и, соответственно, рост или снижение давления. При достижении предельных значений уровня или давления от вторичных приборов выдаются импульсы на устройства управления и регулирования, которые производят действия, направленные на ограничение отклонений давления и приведение параметра к номинальному: открываются впрыски, увеличивается вывод; включаются электроподогреватели КО, увеличивается подпитка, закрывается вывод теплоносителя 1 контура. Например, при росте средней температуры воды 1 контура за счет повышения давления пара во 2 контуре увеличивается объем воды 1 контура, избытки которого поступают в КО, что приводит к росту давления в нем. Вследствие этого отключаются группы подогревателей, последняя из которых отключается при давлении в 1 контуре 126.5 кг с/см2. При дальнейшем росте давления до 128 кг с/см2 открывается первый вентиль впрыска. Четвертый, последний вентиль открывается при давлении 132 кг с/см2. По мере снижения давления происходит закрытие этих вентилей. Общее количество впрыскиваемой через все вентили воды - около 20 кг/ сек(54 т/час) при всех работающих ГЦН. Каждый вентиль впрыска имеет только два положения: “открыт” - “закрыт”. Время, необходимое для полного открытия или закрытия вентилей 2КО10- 1(2,3,4) равно 6 сек. При таком быстродействии вентилей впрыска производительность трассы впрыска достаточна, чтобы при полном сбросе нагрузки обоих ТГ не достигалось давление срабатывания защиты реактора(135кг с/см2 - АЗ -4). Эффективность системы впрыска зависит от числа работающих ГЦН.

Если, несмотря на работу впрыска, произойдет дальнейший рост давления, то при 135 кг с/см2 открывается вентиль сброса пара в барботажный бак (2КО13-1). При снижении давления пара до 131 кг с/см2 вентиль закрывается.

Устройство сброса пара в ББ имеет ограниченную производительность и предназначено для предупреждения срабатывания предохранительных клапанов. Производительность сброса через вентиль 2КО13-1 равна 5 т/час при давлении в 1 контуре 133 кг с/ см2 и определяется диаметром дроссельной шайбы, установленной на этом трубопроводе. Быстродействие вентиля составляет 5 сек. В режиме пуска через сбросную линию производится сброс азота из КО в ББ при переводе КО с азотной на паровую “подушку”. В случае повреждения предохранительного вентиля, вследствие которого он не закрылся , или когда давление в ББ растет выше расчетного , происходит разрыв предохранительных мембран, установленных на барботажном баке , и выброс пара производится в защитную оболочку реакторной установки.

При снижении средней температуры воды 1 контура (например, вследствие уменьшения давления пара во 2 контуре ) объем теплоносителя в 1 контуре уменьшается , что вызывает понижение уровня в КО, паровая “подушка” расширяется и давление 1 контура уменьшается. Так как вода в КО находится при температуре насыщения , то падение давления приводит к вскипанию воды, что снижает падение давления . Падение давления вызывает поочередно включение 5-и групп электроподогревателей , последняя из которых включается при срабатывании в 1 контуре 118 кг с/см2 . При стабилизации и росте давления группы электронагревателей последовательно отключаются. Если давление достигло рабочего значения, то в работе находится одна рабочая группа мощностью 180 кВт, необходимая для покрытия тепловых потерь КО и трубопроводов системы, для подогрева постоянно протекающей через компенсатор (200-300 кг/час ) воды, утечек пара через неплотности предохранительных клапанов (20-40 кг/час) с учетом колебаний уровня в КО в пределах +/-100 мм от номинального.

Суммарная мощность электронагревателей выбрана из условия обеспечения скорости разогрева компенсатора 20 ° С/час. При самом глубоком отрицательном возмущении мощности электронагревателей достаточно для восстановления давления 1 контура до номинального примерно за 10 мин., и недопущения просадки давления в 1 контуре ниже уставки срабатывания защиты.

Управление работой электронагревателей и вентилей впрыска осуществляется регулятором давления. В зависимости от режима работы устройство регулирования давления решает разные задачи. При пуске- подъем давления с заданной скоростью, такой чтобы скорость разогрева компенсатора не превышала 30 ° С/час. Одновременно разность между температурой воды в компенсаторе и температурой теплоносителя в 1 контуре не должна превышать 150 ° С. При нормальной работе давление в КО должно поддерживаться постоянным (125 +/-2 кг с /см2). При изменении нагрузки или других нарушениях в работе допускаются кратковременные отклонения давления +/-7 кг с/см2.При плановом останове давления в КО должно снижаться таким образом, чтобы разность между температурой воды в КО и средней температурой в 1 контуре не превышала 50 ° С, а скорость температуры не превышала 30 ° С/час. Уровень воды в компенсаторе поддерживается постоянным независимо от мощности. Для защиты реакторной установки от превышения давления более, чем на 10 % его рабочего давления, на компенсаторе объема установлены предохранительные устройства суммарной производительностью 60 кг/сек(220 т/час ). Максимальное давление в реакторе при полностью открытых клапанах достигает величины 153.5 кг с/см2. Эта величина меньше 10 % расчетного давления реактора.

Поскольку КО является тупиковым участком 1 контура во избежание разности концентраций борной кислоты в КО и 1 контуре необходимо при водообменах 1 контура для перемешивания воды в КО открывать вентиля впрысков, поддерживая давление работой электроподогревателей. Температура подаваемой в КО воды не должна отличаться от температуры КО более, чем на 80 ° С.

Минимальный объем воды (10 м3 ) в компенсаторе давления выбран для того , чтобы при всех режимах работы не происходило оголения электрических нагревателей. Для номинального режима работы реактора принято такое распределение объемов:

объем водяной части, м3    26

объем паровой части, м3    18

В верхней части КО размещено кольцо диаметром 900 мм из трубы Ду50 с двумя рядами отверстий диаметром 3 мм для впрыска “холодной” воды в паровую часть. Тут же расположен трубопровод отвода парогазовой смеси к барботажному баку и на нем два главных предохранительных клапана, а так же четыре управляющих (импульсных) предохранительных клапана . Для предотвращения попадания капель впрыскиваемой воды на стенки корпуса в районе впрыска установлен защитный тепловой экран толщиной 10 мм, высотой 1200 мм и внутренним диаметром 2130 мм. В нижней части установлена обечайка с окнами, необходимыми для создания циркуляции воды за счет ее подогрева в пространстве между стенкой корпуса КО и обечайкой, а также крепления электронагревателей КО. В нижнем днище находится патрубок Ду300 для приварки трубопровода, соединяющего КД с “горячей” полупетлей № 1. Крышка люка- лаза КО уплотняется на двух никелевых прокладках с помощью 6-и шпилек М48х3. На обечайках вверху и внизу имеется 16 штуцеров Ду25 под уровнемеры, два штуцера Ду15 для отбора проб в водяной и паровой частях КД, четыре штуцера Ду30 для установки чехлов термопар. По окружности корпуса в нижней части КО находятся 108 электронагревательных элементов, обьединенных  в 18 групп. Каждая группа соединена с клеммником, который находится в нижней части корпуса. Нагревательный блок состоит из трех герметичных трубчатых электронагревателей (ТЭН ), вваренных через переходную трубку в стальную втулку. С противоположного от втулки конца ТЭНы соединены между собой припаянной к ним дистанционной пластиной, которая фиксирует положение нагревателей в блоке, а также служит опорой для ТЭНов в КО. ТЭН состоит из трубы диаметром 13 мм, внутри которой помещена спираль из нихромовой проволоки. Пространство между стенками трубы и спиралью заполнено прессованным кристаллическим порошком плавленой окиси магния (периклада ) . Периклад хорошо проводит тепло, обладает жаростойкостью и высоким оммическим сопротивлением.

1.1.10.Основные контрольно-измерительные приборы.

Виды измерений и применение измерительных сигналов

Для контроля и управления технологическим процессом в различных режимах на главном циркуляционном контуре применяются следующие виды измерений и измерительные сигналы:

расход (.) (м 2/час),

уровень Н (мм),

давление Р,

перепад давления АР (кг с/см2),

температура t (°С),

тепловая мощность реактора МВт (%),

период разгона реактора Т (сек),

перемещения оборудования и трубопроводов (мм),

нагрузка эл.двигателей насосов (А).

Измеряемые величины служат для:

контроля параметров и оперативной информации персонала, регистрации параметров и их сохранения для последующего анализа режимов работы и выявления причин отклонений от нормальных условий эксплуатации, сигнализации отклонений от нормального режима, сигнализации аварийного состояния, управления блокировками в системах и оборудовании, управления защитными системами для предотвращения повреждения оборудования и предотвращения развития аварий.

Общий обзор измерений

Вышеуказанные виды измерений основаны на следующих принципах:

Измерение расхода основано на измерении разности давлений среды, проходящей через расходомерную шайбу. Давление измеряется до шайбы и после шайбы. Шкала вторичного прибора показывает расход в м 2/час пропорциональный перепаду давления на расходомерой шайбе.

Измерение уровня основано на разности статических давлений среды.

Давление измеряется непосредственно прямым образом. Используется одноимпульсная схема отбора. Перепад давления измеряется как разница давлений двух прямых измерений давления.

Измерение температуры основано на измерении разности потенциалов между холодными и горячими спаями термопар. Для измерения температуры применяются также датчики ТСП, принцип измерения которых основан на изменении омического сопротивления при изменении температуры.

Тепловая мощность реактора измеряется по величине нейтронного потока. Величина нейтронного потока в ионизационных камерах преобразуется в ток, измеряемый вторичными приборами, тарированными в единицах тепловой мощности.

Период реактора измеряется в секундах. Измерение периода основано на измерении изменения нейтронного потока за единицу времени. Вторичные приборы тарированы в единицах времени (секундах).

Перемещение оборудования и трубопроводов измеряется в миллиметрах. Принцип основан на измерении изменения величины наведённого потенциала при перемещении магнитного сердечника внутри катушки. Шкала вторичного прибора тарирована в миллиметрах.

1.1.11.Место установки системы

ГЦК размещается в герметичных помещениях реакторного отделения на отметках   с -3.0 м до +18.9 м:

-реактор     помещение А-004

-парогенераторы и ГЦТ   помещение А-201

-ГЦН, ГЗЗ     помещение А-301

-КД, ББ

главные и импульсные клапаны помещение А-527

 Технические данные.

Главный циркуляционный насос

Тип  ГЦН-317

Производительность  7100м3/час

Напор  4 ±0,25 кг с/см2

Давление на входе  10 - 140 кто/см2

Число оборотов  1500 об/мин

Расчётная температура  335 °С

Температура перекачиваемой среды  до 270 °С

Потребляемая мощность

- на холодной воде  1600 кВт

на горячей воде  1400 кВт

Тип электродвигателя  АВЦ-1600/1500

Мощность  2000 кВт

Напряжение  6000 в

Число оборотов  1500 об/мин

Масса насоса с вспомогательным оборудованием  35 т

Масса электродвигателя  15т

Запирающая вода уплотнений

-     протечки в 1 контур  < 0,4 м2/час

-     протечки через верхнее концевое уплотнение  до 0,05 м2/час

-     расход  0,3 - 2,0 м2/час

-     температура  < 7 0° С

 ЛР над напором насоса  2 - 5 кг с/см2

Напорные протечки  0,3-2 м2/час

Расход воды промконтура  30 м2/час

Расход воды на охлаждение электродвигателя  12 м2/час

Масло

- расход на смазку опорно-упорного подшипника до 12 м2/час

- расход масла на подшипники электродвигателя до 3 м2/час

температура перед подшипниками  30-42 °С

Осевое усилие, создаваемое

электромагнитом разгрузки  15-20 т

Мощность, потребляемая

электромагнитом разгрузки

 1,7 кВт

Парогенератор

Тип  ПГВ-213

Производительность  450 т/час

Давление

- вырабатываемого пара  47 кг с/см2

- теплоносителя  125 кг с/см2

- гидроиспытаний на плотность

• по 1 контуру  195 кг с/см2

• по II контуру  78 кг с/см2

Температура

- вырабатываемого пара  258 - 260 °С

- теплоносителя

• на входе  297 ±2 °С

• на выходе  270 ±2 °С

питательной воды  164 - 223 °С

Объём воды

- в трубном пространстве  11,5м^

в межтрубном пространстве  75 м2

Масса ПГ

- в сухом состоянии  163 т

- заполненного водой  255,5 т

Реактор

Тепловая мощность  1375 ±27 М Вт

Давление на выходе из активной зоны  125±1,2 кг с/см2

Расход воды через активную зону  40400 ±400 м3/час

Температура на входе в реактор  < 267 °С

Средний подогрев теплоносителя в реакторе  30,3 °С

Перепад давления на реакторе при

6-ти работающих ГЦН  2,6 - 3,2 кто/см2

Число кассет  349 шт

Число регулирующих органов  37 шт

Число ТВЭЛ в кассете  126 шт

Диаметр активной зоны  2880 мм

Высота активной зоны  2500 мм

Масса урана в кассетах,

загруженных в активную зону  41,75 т

Массовая доля урана 235 в

рабочих кассетах и кассетах АРК  1,6; 2,4; 3,6 %

Полный запас реактивности при

перегрузках топлива  18,27%

Расчётная максимальная линейная мощность ТВЭЛ 325 Вт/см

Максимальная температура теплоносителя

- на выходе из кассет

• при нормальных условиях эксплуатации  312 °С

при нарушениях нормальных условий

эксплуатации  325 °С

Давление гидравлических испытаний на плотность 140 кг с/см2

Давление гидравлических испытаний на прочность 195 кг с/см2

Число патрубков связи с ГЦТ Ду500  12 шт

Число патрубков связи с ГЕ Ду250  4 шт

Число патрубков кассет АРК  37 шт

Число патрубков каналов ТК  12 шт

Число патрубков каналов ЭВ  6 шт

Габариты

- длина  11800мм

- диаметр  3210 мм

- толщина стенки  135 мм

• в средней части  75 мм

• на концевых участках

84 мм

Компенсатор давления

Давление

- рабочее  125 кгс/см2

- гидроиспытаний на плотность  140 кгс/см2

- гидроиспытаний на прочность  195 кгс/см2

допустимая скорость снижения при

открытом клапане впрыска и отключенных

электронагревателях  0,05 - 0,07

 кг с/см2 в сек

Температура

- рабочая  325 °С

расчётная  335 °С

Скорость разогрева или расхолаживания < 30 °С

Электронагреватели

- общая мощность  1620 кВт

- мощность одного блока  15 кВт

- количество блоков  108 шт

- напряжение питания  380 в

ток  переменный

Расход по линии впрыска  144 - 162 т/час

Габариты

- диаметр наружный  3800мм

- диаметр внутренний  2400 мм

- высота с опорой  12000 мм

- толщина стенки обечайки  145 мм

толщина днища  160 мм

Объём пара  18 м3

Объём воды  26 м3

Масса сухого КД  127,3 т

Барботажный бак

Давление

- рабочее в корпусе  0,1 кто/см2

- рабочее в паровом коллекторе  70 кг с/см2

- рабочее в блоке охлаждения  5 кг с/см2

- расчётное в корпусе  13,5 кгс/см2

- гидроиспытаний корпуса  20 ктc/см2

- разрушения предохранительных мембран 14,5±0,5кгс/см2

Температура

- рабочая в корпусе  до 200 °С

р

абочая в паровом коллекторе  275 °С

- рабочая в блоке охлаждения  30-60 °С

- расчётная корпуса  200 °С

гидроиспытаний корпуса  не менее 5 °С

Расход охлаждающей воды  до 30 м3/час

Предельное количество пара, которое

может принять бак  2200 кг

Объём пара  4 м3

Объём воды  II м3

Габариты

- длина  5622 мм

- диаметр наружный  2038мм

- толщина стенки  20 мм

- площадь теплообмена  22,7 м2

- вес сухого бака  8170 кг

Главная запорная задвижка

Рабочая среда  вода 1 контура

Давление гидроиспытаний на плотность  140 кг с/см2

Давление гидроиспытаний на прочность  195 кг с/см2

Температура  270 - 300 °С

Пропускная способность максимально допускается  7100 м3/час

Основные размеры

    высота  3115мм

длина  1650 мм

Условный диаметр  500 мм

Вес задвижки  6271кг

Электропривод  тип НО-125/160-72

Активный крутящий момент  125кг

Напряжение питания  ~ 380 в

Потребляемая мощность  5,5 кВт

Потребляемая частота  50 гц

Время открытия/закрытия  36 сек

Материал  08Х18Н10Т

Главные циркуляционные трубопроводы

Давление гидроиспытаний на плотность  140 кг с/см2

Давление гидроиспытаний на прочность  195 кг с/см2

Рабочая температура  до 325° С

Диаметр условный  500 мм

Толщина стенки  34 мм

Материал  сталь 08Х18Н10Т

1.1.12.Теплогидравлический расчет реактора ВВЭР-440

1.1.12.1. Исходные данные

- Тепловая мощность реактора  - 1375мВт,

- температура воды на входе в аппарат - 270 град. С,

                                    на выходе                 - 300 град. С,

- давление воды на входе в активную зону - 12 мПа,

- размер кассеты под ключ - 144 мм,

- толщина кассеты - 2,1 мм,

- межкассетный зазор - б2  - 3мм,

- число ТВЭЛ в кассете без учета центрального стержня - 126 шт.,

- наружный диаметр - ТВЭЛ - 91 мм,

- толщина оболочки - 0,65 мм,

- шаг ТВЭЛ- 12,2 мм,

- толщина газового зазора - 0,1 мм,

- материал оболочки - сплав Z n +1 % Nb,

- горючее -   UO2 ,

- ТВЭЛы размещены по вершинам равностороннего треугольника.

1.1.12.2. Геометрические характеристики касеты

Площадь занимаемая одной кассетой, без учета зазора составит:

           


а с учетом межкассетного зазора б
2 :

Площадь прохода теплоносителя внутри кассеты определяется как

где  m - общее число ТВЭЛ в кассете с учетом центрального стержня

m = 127

Эквивалентный диаметр для воды, текущей внутри кассеты

где Н - внутренняя длина стенки топливной кассеты

1.1.12.3. Определение габаритов  активной зоны

По параметрам теплоносителя на входе в активную зону определяется удельный объем воды

Vbx = 0,0012872 м3 / кг и энтолопия  hbx = 1183,5  кДж / кг.

Потеря давления по зоне  0,2 мГа . Тогда энтальпия воды на выходе из реактора составит   h вых. = 1342  кДж / кг.

Определение  расхода  теплоносителя через реактор :

где К3 = 1,   для ВВЭР.

В корпусных реакторах расход через активную зону несколько меньше, чем через реактор

G aз = G p ( 1 -)  = 8675,08 ( 1 -0,05 ) = 8241,3 кг / с

где - коэффициент, учитывающий протечку теплоносителя через межкассетные зазоры, обычно = 0,05 - 0,1.

Для воды и жидких металлов скорость теплоносителя допускается в пределах  V = 3,5 м/с получаем необходимое число кассет

 

Количество кассет принимаем - 349 шт.

Диаметр активной зоны -определяем

Радиус активной зоны R = 1,44 м

Высота Н = 2,5 м.

Среднее удельное энерговыделение по активной зоне

результаты находятся в допустимых пределах.

1.1.12.4. Определение температуры теплоносителя оболочки и горючего по высоте активной зоны.

Для определения величины эффективной добавки используется следующее выражение :

/

где - площадь ячейки ( кассеты ),

          - площадь прохода теплоносителя внутри кассеты,

      Тнг - температура нейтронного газа в отражателе,

      Lr300 - длина диффузии тепловых нейтронов в воде при 300 К,

 

      Lк300  = 2,725 см

От сюда

Примем среднюю величину эффективной довавки  - 10 см. Коэффициент неравномерности тепловыделений по радиусу :

где  R  - радиус активной зоны ,

 функция Бесселя 1 - го порядка       

 б эфф. - эффективная добавка,

 .                             действительного аргумента

, где

   

              2.405 х 1,5

Коэффициент неравномерности энерговыделения по высоте определяется по формуле :

Определяем величину Вс

Для дальнейшего расчета разбиваем канал Аз по высоте на 6 участков, определяются координаты границ каждого участка Z , величины ( Вс Z ) Sin (Вс Z) и Cos ( Вс Z) результаты сводятся в табл. 1.1.12.1.

                                                                таблица 1.1.12.1

№ п/п

№ участков

Z (м)

Вс Z

sin (Bc Z)

cos (Bc Z)

0

-1,25

-1,45375

-0,9932

0,11678

1

1

-0,833

-0,96878

-0,8242

0,5663

2

2

-0,416

-0,4888

-0,4652

0,8852

3

3

0,0

0,0

0,0

1,0

4

4

0,416

+0,4888

0,4652

0,8852

5

5

0,833

0,96878

0,8242

0,5663

6

6

1,25

1,45375

0,9932

0,11673

Расчет температур проводится для наиболее напряженного ТВЭЛ в центральной кассете.

Предполагаем гидравлическое профилирование зоны. Предполагаем также равномерное падение давления по зоне. В таблице 1.1.12.1 приводится величина давления на границе каждого участка, тепловой поток определенный по :

где Kr - коэффициент неравномерности тепловыделений по радиусу активной зоны,

       n - число технологических кассет,

n = 349 - 37 = 312

       Х - доля тепла выделяющаяся при делении топлива в ТВЭЛ в результате поглащения кинетической энергии осколков деления, ( Х = 0,91 ) Х и В - частиц и частичного поглащения нейтронов и j - излучения.

Приняв =1,2   Кr = 1,1   Крас. = 1,05, определим энтальпию теплоносителя на границах участков.

где,       -  энтальпия теплоносителя на входе в АЗ,

  - Коэффициет запаса, учитывающий влияние условий охлаждения топливных элементов, допуски при изготовлении, неточность расчета и т.д.

   Кк - коэффициент неравномерности в локальном распределении мощности по топливным элементам в кассете, т.е. отношение max мощности к средней для топливных элементов в кассете.

Крас. - коэффициент, учитывающий перераспределение теплоносителя по кассетам активной зоны, обязанное с различием в мощностях кассет .

 Кr - для случая гидравлического профилирования расхода теплоносителя по зоне , принимается равным 1.

По энтальпии и принятому значению давления определяются на границе каждого участка - температура теплоносителя, удельный объем, коэффициент теплопроводности, кинематической вязкости.

Скорость теплоносителя изменяется пропорционально изменению объема.

Скорость воды на входе в центральную кассету

W = Kr * W = 2, 07*3,5 = 7,245 м/с

Также по энтальпии и принятому значению давления определяются критерии Рейпольдса и Прандтля.  

Критерий Нуссельта определяется так :

Re  = W / V,

где W - скорость теплоносителя ( м/с),

-  эквивалентный диаметр кассет (м)

V - коэффициент кинетической вязкости ( м2 /с)

Зная критерий Нуссельта определим коэффициент теплоотдачи

L - коэффициент теплопроводности теплоносителя, вт/ м2 к

Все перечисленные величины приводятся в таб. 1.2

Наружную температуру оболочки определим как :

где - термическое сопротивление пограничного

слоя вокруг ТВЭЛа.

- технический коэффициент неравномерности

,

Величина = 1,08 - 1,2  в зависимости от инертности

                                                                           таблица 1.1.12.2

№ п/п

Р, мГа

q z,  кВт/ м

h,  кДм/кг

tz, о С

V, м3 /кг

W, м/с

0

12,5

2,7

1183,5

270,0

0,0012872

7,245

1

12,467

15,13

1201,56

273,5

0,0012978

7,3

2

12,434

24,03

1241,30

281,3

0,0013213

7,43

3

12,4

27,25

1293,34

291,2

0,0013554

7,63

4

12,367

24,03

1345,38

300,6

0,0013928

7,84

5

12,334

15,13

1385,12

307,5

0,0014253

8,02

6

12,3

2,7

1403,18

310,5

0,0014401

8,1

 таблица 1.1.12.3

V,10-6 м 2

Л, Вт/м.к

Рr

Re

L,Вт/м2 к

0

0,130

0,602

0,845

441218

59218

1

0,129

0,597

0,85

449003

59632

2

0,128

0,584

0,864

460758

59877

3

0,127

0,567

0,899

476353

60497

4

0,1265

0,549

0,930

419472

60741

5

0,1255

0,534

0,962

506957

61673

6

0,125

0,527

0,982

514259

61999

Полученные значения температуры поверхности ТВЭЛ заносятся в таблицу 1.1.12.4.

Из результатов расчета следует, что температура оболочки ТВЭЛ не превышает допустимых значений и поверхностное кипение отсутствует, так как температура оболочки меньше, чем температура кипения воды при давлении 12,4 х106 Па (327,15 0 С).

  

                                                                 

                                                              таблица 1.1.12.4

№ п/п

t n оболоч. 2

 C

t вn оболоч.2

C

t n гор. 2

C

t ц гор. 2

C

0

272,4

277,2

342,7

407,9

1

286,8

315,5

621,8

1212,0

2

302,3

348,1

790,6

1701,4

3

314,7

368,0

852,6

1865,6

4

321,3

367,4

803,8

1712,8

5

320,4

349,5

646,0

1238,7

6

312,8

317,9

379,7

449,7

Используя выражение :

где

примем  

- термическое сопротивление оболочки ТВЭЛ

где . - коэффициент теплопроводности материала оболочки ТВЭЛ,

Теплопроводность циркония в области температур t оболоч. = 3500 С составляет 18,55 Вт/ град.

Температуру наружной поверхности и в центре топливного сердечника определим по соотношениям:

Температура на наружной поверхности топливного сердечника:

- термическое сопротивление газового зазора:

 

где - теплопроводность гелия при давлении 1 мПа при  средней температуре 570 о С

= 0,3234 Вт/мс

Максимальная температура горючего будет в центре сердечника или на поверхности внутреннего отверстия имеющего радиус сверления r :

где R гор - термическое сопротивление горючего, для кольцевого ТВЭЛа с наружным охлаждением.

                      

где - теплопроводность спеченой двуокиси урана плотностью

10200 кг / м 3 при средней температуре 1245 о С составит

     = 3,022 вт / м.к

Максимальная температура горючего составляет 1865 о С, что значительно ниже, чем допускается при использовании двуокиси урана.

1.1.12.5. Определение запаса по критической тепловой нагрузке

Определяется массовое паросодержание Х и затем q пр.  Так как Х имеет максимальное значение на выходе из канала, определим критическую тепловую нагрузку на выходе из канала и сопоставим ее с максимальным тепловыделением.

На выходе из канала

Величина h 1 и r  принять по давлению на выходе из канала 12,3 м Па. Массовая скорость = 5298,25 кг / м2 с .  Доля продольно омываемых пучков гладких стержней в интервале давления от 3 до 10 мПа критическая тепловая нагрузка может быть определена по формуле :

q =  0, 845*10 6 ( ) 0,2  ( 1 -  3,35*10 -2 р )* ( 1 - х ) 1,2

 = 0,845*106 ( 5288,25 )0,2 ( 1 - 3,35*10-2  12,3) ( 1 + 0,0868)1,2 =

= 3,05 мВт /м2

 

Максимальный тепловой поток составляет :

= 3,2, что выше допустимых значений,

                         дальнейшая проверка не требуется.

1.1.12.6. Определение гидравлического сопротивления активной зоны.

Коэффициент трения пучка стержней определяем по формуле :

= 0,57 + 0,18 (  - 1) + 0,53 ( 1 - ехр(- а) )

где  

                                       

а = 0,58 { 1 - 2 ехр [- 70(  - 1 ) ]} + 9,2  ( -1 ) , при < 1,02  

а = 0,58  + 9,2  (-1) = 0, 56 - 9,2 ( 1,25 - 1)  = 2,88  при  > 1,02  

Для средней скорости 7,245 м/с

Коэффициент сопротивления для трубы

= ( 1,82 Lg(Rе)  - 1,64 )-2 = ( 1,82   - Lg( 494371,41)) -2 = 0,01314

Коэффициент (0,57+0,18*(1,25-1 )+0,530* ( 1 - е -2,88 )  = 0,014654

Тогда при среднем удельном обьеме по зоне равным

=1,36365*10-3 м3 / кг - сопротивление трения будет

Местные сопротивления представляют две концевые решетки и десять дистанционирующих. Коэффициент местных сопротивлений концевых решеток оценим 0,7  а дистанционирующих 0,4 .

Тогда

 

         

Потеря давления на подьем жидкости :

Суммарные потери давления по зоне :

Суммарная потеря давления по зоне близка к ранее принятой.

1.1.13.Нейтронно-физический расчет

1.1.13.1 Константное   обеспечение  дифузионных  расчетов

Вплоть  до  настоящего  времени  наиболее  широко  в  качестве  константного  обеспечения  дифузионных  расчетов  сопровождения  эксплуатации  АЭС  с  ВВЭР используется  малогрупповой  (не  более  4-х  групп)  подход.   Суть  этого  подхода  заключается  в  следующем: весь  реакторный  спектр  нейтронов  разбивается  на  4  группы  с   границами  10.5 МэВ,  0.821 МэВ,  5.53 МэВ, 0.625 эВ  и  0 эВ. Такая  разбивка обоснована  следующими  предпосылками:

1.  Нейтроны  с  Еn < 10.5 МэВ  не  вносят  существенного  вклада  в  общий  нейтронный  баланс  в  АкЗ.

2.  0.821 МэВ - является  эффективным  порогом деления  для  238u.

3. В  области энергий  10.5 - 0.821 МэВ нейтроннно - физические  сечения  можно  считать  универсальными  из-за  консервативности  их  спектрального  распределения  для   широкого  класса  установок.

4. Выделение  второй  быстрой  группы  821 - 5.53 кэВ  обосновано  тем, что  здесь  возможна  сравнительно  простая  корректировка  сечений  взаимодействия  при расчете  установок  близких  спектральных  классов.

5.  Область энергий  5530 - 0.625 эВ  является  резонансной. В  этом  случае  необходима  значительная  корректировка  резонансных  параметров  взаимодействия  нейтронов  с  ядром  не  только  в  зависимости  от  спектра  но  и  от  температуры среды  окружающей  ячейки.

6.  Ниже  0.625  эВ  лежит  тепловая  облость. Граница  0.625  эВ обосновывается  следующим:  во-первых  эта  энергия  является  так  называемой  кадмиевой границей, после  которой  сечение  поглощения  кадмия  резко  возростает, что  удобно  при спектрометрических  измерениях;  во-вторых  эта  энергия  в  полной  мере отвечает  требованиям  сшивки  спектров  замедляющихся  нейтронов  (спектр  Ферми  Ф(Е) ~ 1/E )  и  спектрального  распределения  тепловых  нейтронов  (близок  к  спектру  Максвелла).

7. При  такой  групповой  разбивке  "проскоками"  нейтронов  через  группу  можно  пренебречь. В  этом  случае  запись  уравнений переноса  и  их  решение  упрощаются.   

1.1.13.2 Расчет  характеристик  водно-урановой  ячейки

Микроячейка  (ячейка  твэла)

          

   

        “0”   

        “2”

        “1”

“0” - зона  топлива

“2” - зона  оболочки

“1” - зона  замедлителя

Рис. 1

Для  качественого  анализа  используем  формулу  четырех  сомножителей:

k=эф.

.

1.1.13.3 Расчет  размеров  элементарной  ячейки,  числа  ТВЭЛов  и   массы  загружаемого  топлива.

Как было сказано выше топливня ячейка разбивается на три зоны. Найдем объемы  этих  зон:

0 (зона топлива)

                                                           V0= d02/4

1 (зона замедлителя)

 V1  = d21/4 -V0 -V2 ,

где  d1=1,05t;

2 (зона оболочки)

                        V2 = d2 2/4 -Vо                           (2.1)

Объем  ячейки  твэла:

 Vяч = d21/4 

Число  ТВЭЛов  в  активной  зоне:

n=Vаз /Vяч

Объем  топлива  в  активной  зоне

Vтопл= d0/4 hазn

Масса  топлива  в  активной  зоне

Мтопл=Vтопл  UO2

1.1.13.4 Расчет  макроскопических  сечений

По  данным выбирают  микроскопические  сечения  при  температуре  Т=293,15 0К.

Число  атомов  или  молекул  в  1  моль  вещества  в  нормальных  условиях  определяется  числом  Авогадро:NА=0,60221024моль-1.

Плотность:

                                                     N=NAci/Ar

где  N - число  атомов  или  молекул  в  1  см3;   - плотность  вещества, г/см3; Аr - молярная  масса, г/моль, ci - содержание  элемента  в  зоне  ячейки, долей.

Плотность  нуклидов  типа  i  из  молекулы  типа j в  рассматриваемой  области:

Nik = Nj nij j

Nj - плотность  молекул  в  веществе  типа j, см-3;  nij - число  нуклидов  i   в  молекуле  типа  j;  j - объемная  доля  вещества  типа  j  в  рассматриваемой  области  К.

Если  нуклид  встречается  в  разных  компонентах  ячейки  (например, материал  кожуха  и  направляющих  труб), то  в  зоне  или  в  ячейке  находится  суммарная  концентрация  этого  нуклида.

При  работе  реактора  изменяется  изотопный  состав  (выгорает  топливо, накапливаются  осколки  деления  и  другие  ядерные  превращения), изменяется  температура  материалов  активной  зоны. Все  это  приводит  к  изменению  концентрации  ядер. Определим количество шлаков в реакторе:

                          Mшл=1.28Qt

где Q - мощность на которой работал реактор, МВт;

    t - время работы реактора на этой мощности, сут..

При этом выгорает следующее количество 235U, с учетом отношения сечения деления к полному сечению поглощения нейтронов в тепловой области .

                       M235=Mшл/0.86=1.49Qt

Концентрация ядер шлаков в зоне “0”:

                       Nшл=NAMшл/(AUO2Vтопл)

Макроскопические  сечения

                           ji = N i j i ,

где  i,j - индекс  соответственно  компоненты  смеси  и  вида  взаимодействия.

В  зоне  замедлителя  сечения  для  связанных  в  молекулу  атомов  кислорода  и  водорода  объединяют  в  общее  сечение H2Oj.

Макроскопические сечения по зонам

j00) = 5j + 8j + O2j;

 j10) = Н2j  + O2j;

j20) = Zrj + Nbj

Суммирование проводим по всем компонентам зон, ядерные концентрации которых изменяются в зависимости от состояния реактора (мощности, температуры, времени работы и других факторов), что учитываем при расчете соответствующего состояния.

Макроскопические сечения поглощения усредняем по спетру  Максвелла при средней температуре  в активной зоне Т, 0К:

                                                        ia(Т) = ia(T0)ga;

   

где ga - g - фактор, учитываюзий отклонение от закона “1/V”.

Для изотопа U23592

g5a = 0.9628 - 0.0632[(T/293.15)0.5 - 1]

Для остальных ядер принимаем ga = 1.

Аналогично усредняем сечение деления для U23592:

 5f(Т) = 5f(T0)g5f,

где

g5f = 0.9638 - 0.076[(T/293.15)0.5 - 1]

Факторы gf(Т) и gа(Т) берем из таблиц.

Для воды сечения поглощения определяем из выражения

 Н2Оа(Т) = 5Н2Оа(T0).

Зависимость  сечения  рассеяния  от  энергии  не  учитываем. При  расчете  Н2Оs  учитываем  только  изменение  плотности  от  температуры  теплоносителя:

Н2Оs(Т)= Н2Оs0) Н2О(Т)/Н2О0).

Транспортное  макроскопические  сечения  для  ядерного  топлива  и  конструкционных  материалов

trj=aj+sj(1-0-j),

где  0-j=

На  транспортное  сечение  воды  от  энергии  влияют  химические  связи  в  молекуле. Достаточно  точный  результат  получается  при  расчете  trН2О  через  длину  диффузии  LН2О  и  сечение  поглощения  аН2О, которые  для  воды  в  тепловой  области  энергий  меняется  по  закону  1/V.

LH2O(T1)=2,72/H2O(T1)[T1/293,151,0614/(1+

+0,614(T1/293,15)0,5]0,5,

тогда

tr11)=(3L2H2O1a(T1).

После  нахождения  макроскопических  сечений  по  зонам  производится  гомогенизация  ячейки  в  целом  по  объемам  зон.  При  проведении  более  детальных  расчетов  необходимо  учитывать  отношение  нейтронных  потоков  по  зонам  элементарной  ячейки.

Для дальнейшего расчета необходимо определить среднюю по гомогенизированной ячейке температуру нейтронного газа, ее определяем по формуле:

                                            Тнг1

где Т1 - средняя температура теплоносителя;

     - замедляющая способность ячейки в целом.

Замедляющая  способность  i-й  зоны  ячейки

где  =2/Ai    при  Аi >>10.

Для  замедлителя  при  нормальных  условиях

                 (s)1(T0)=1,35.

С учетом поправки на изменение плотности замедлителя:

                                    

Замедляющая  способность  по  зонам  “0”,  “2”  определяются  по  следующим  соотношениям:

для  топлива

(s)0=(s)5+(s)8+(s)O2+(s)шл

для  оболочки

(s)2=(s)Zr+(s)Nb

Замедляющая  способность гомогенизированной  ячейки  с  учетом  объемов, занимаемых  каждой  зоной,

1.1.13.5  Расчет  коэффициента  размножения  для  

               бесконечного  реактора

Для  однозонного  реактора  используем  формулу  четырех  сомножителей, учитывая  эффекты  как  в  тепловой  так  и  в  эпитепловой  областях.  Такая  формула  имеет  вид:

К= КТ+ КР,

где

КТ=эф58об;

КР=эф(1-5)8об.

Так  как  материалы  оболочки, как  правило, не  являются  сильными  поглотителями, принимаем  об1.

Число  вторичных  быстрых  нейтронов  на  один  поглощенный  тепловой  расчитываем  по  формуле:

Число  вторичных  быстрых  нейтронов  в  резонансной  (эпитепловой) области  принимаем    эфР=1,59.

Коэффициент  размножения  на  быстрых  нейтронах:

Коэффициент  использования  тепловых  нейтронов:

Ф!/Ф0   1,2; Ф20   1,05.

Для  определения  вероятности  избежать  резонансного  поглощения  используются  формулы:

Эффективный  резонансный  интеграл  без  учета  эффекта  Доплера:

,

 где  а=1,27 - коэффициент  затенения  в  решетке,

 с - поправка  Данкова-Гинзбурга  для  цилиндрических  блоков,

,

tp - шаг  рещетки  ТВЭЛов;

t=(tp-d0)/l1;       

   -  поправка  Боналуми.

Полное  сечение  в  топливе  для  нейтронов  резонансной  области  энергий:

,

где    t5=10,7110-24см2, t8=9,2110-24см2, t16=3,82210-24см2.

1.1.13.6 Определение эффективного коэффициента размножения

Так как реактор ВВЭР-440 имеет цилиндрическую форму с отражателем и одинаковое обогащении по 235U по всей активной зоне. Ранее была приведена методика расчета нейтронно-физических характеристик элементарной ячейки и коэффициента размножения бесконечного реактора, решетка которого состоит из этих ячеек. Для определения коэффициента размножения реактора конечных размеров необходимо учесть утечку нейтронов и влияние отражателя :

                                          Kэф =,

где B2 - геометрический параметр ;M2 - площадь миграции.

Для упрощения расчета величину M2 принимаем как справочную. Для размножающей среды, использующей в качестве замедлителя легкую воду, M228 см2. Геометрический параметр находим по формуле :

   ,

где эф - эфективная добавка отражателя.

Для уран-водных и водностального отражателя ее определяем по импирической формуле :

                          эф={4.3/[Н2О1Р)]}(1+0.4Vяч/V1)

 По приведенным зависимостям, после определения малогрупповых констант для элементарной ячейки, был проведен расчет, результаты которого приведены ниже (см. п.п. 1.1.13.7). В качестве константного обеспечения расчета использовалась 4-х групповая библиотека констант.

1.1.13.7 Результаты расчета

   Таблица  1.1.13.7.1

                                                Исходные данные

                         Параметры

Размерность

Величина

                                             Реактор типа ВВЭР-440

Обогащение по UO2

%

4,21

Диаметр АкЗ

см

288

Высота АкЗ  

см

250

Диаметр ТВЭЛ

см

0.910

Диаметр топливной таблетки

см

0.760

                                      Материал оболочки Zr+1.000% Nb

Масса топлива  41,75 т

Поскольку расчет, как было сказано выше, носит итерационный характер, то результаты итераций имеют следующий вид, согласно каждой из них:

    Итерация №1

 A5  = 5.8156992545E-01 см-1

 tr 5 = 5.9534509541E-01 см-1

 A8 = 5.2822329055E-02 см-1

 tr8 =  2.4585393467E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 1.0887385670E-05 см-1

 tr16 [зоны 0] = 1.6396707639E-01 см-1

 AZr-91 = 6.8575554179E-03 см-1

 tr Zr-91 = 2.7259955563E-01 см-1

 ANb-93 = 4.2277050347E-04 см-1

 trNb-93 = 2.4820604729E-03 см-1

 A1 = 1.3099387218E-02 см-1

 tr 1 = 3.3017380525E-01 см-1

 A16 [зоны 1] = 5.4919791131E-06 см-1

 tr16 [зоны 1] = 8.2710743063E-02 см-1

LH2O= 5.558650 см-1

 gf5 = 0.96380

Тнг= 704.276 0K

 A яч = 1.9198385578E-01 см-1

 sяч = 1.1997348532E+00 см-1

    Итерация №2

 A5 =  3.6166496460E-01 см-1

 tr5 =  3.7544013456E-01 см-1

 A8 =  3.4079318317E-02 см-1

 tr8 =  2.2711092393E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 7.0242014793E-06 см-1

 tr 16 [зоны 0] = 1.6396321321E-01 см-1

 AZr-91 =  4.4242807567E-03 см-1

 trZr-91 =  2.7016628097E-01 см-1

 ANb-93 =  2.7275833574E-04 см-1

 trNb-93 =  2.3320483052E-03 см-1

 A1 =  8.4513158497E-03 см-1

 tr1 =  3.2552573389E-01 см-1

 A16 [зоны 1] = 3.5432535395E-06 см-1

 tr16 [зоны 1] = 8.2708794338E-02 см-1

LH2O =  5.558650 см-1

 gf5 = 0.92200

Тнг= 661.787 0K

 Aяч =  1.1994527824E-01 см-1

 s яч =  1.1997348532E+00 см-1

    Итерация №3

 A5 =  3.7430103891E-01 см-1

 tr5 =  3.8807620887E-01 см-1

 A8 =  3.5156320288E-02 см-1

 tr8 =  2.2818792590E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 7.2461859324E-06 см-1

 tr16 [зоны 0] = 1.6396343519E-01 см-1

 AZr-91 =  4.5641004284E-03 см-1

 trZr-91 =  2.7030610064E-01 см-1

 ANb-93 =  2.8137826360E-04 см-1

 trNb-93 =  2.3406682330E-03 см-1

 A1 =  8.7184011167E-03 см-1

 tr1 =  3.2579281915E-01 см-1

 A16 [зоны 1] = 3.6552302818E-06 см-1

 tr16 [зоны 1] = 8.2708906315E-02 см-1

LH2O = 5.558650 см-1

 gf5 = 0.92561

Тнг= 664.228 0K

 Aяч =  1.2408472473E-01 см-1

 sяч =  1.1997348532E+00 см-1

    Итерация №4

 A5  =  3.7354226744E-01 см-1

 tr5  =  3.8731743741E-01 см-1

 A8  =  3.5091648434E-02 см-1

 tr8  =  2.2812325404E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 7.2328562017E-06 см-1

 tr16 [зоны 0] = 1.6396342186E-01 см-1

 AZr-91  =  4.5557045315E-03 см-1

 trZr-91  =  2.7029770474E-01 см-1

 ANb-93  =  2.8086065385E-04 см-1

 trNb-93  =  2.3401506233E-03 см-1

 A1  =  8.7023631706E-03 см-1

 tr1  =  3.2577678121E-01 см-1

 A16  [зоны 1] = 3.6485062982E-06 см-1

 tr16  [зоны 1] = 8.2708899591E-02 см-1

LH2O =  5.558650 см-1

 gf5 = 0.92540

Тнг= 664.082 0K

 Aяч =  1.2383615909E-01 см-1

 sяч =  1.1997348532E+00 см-1

Таблица  1.1.13.7.2

Характеристики ячеек

Характеристика

ЗОНА 0

ЗОНА 1

ЗОНА 2

Объем

4.5364597918E-01

7.5724286642E-01

1.9674223993E-01

s          

2.3134468505E-02

9.2679872840E-01

5.9139433249E-03

S           

4.0864114873E-01

8.7060116769E-03

4.8365651854E-03

tr           

7.7940411331E-01

1.2391412886E+00

2.7263785537E-01

Таблица  1.1.13.7.3

ЗОНА "0"       

Изотоп

U-235

U-238

O-16

Массовые числа

235.170

238.125

15.996

Ядерные конц-ии

1.0010384945E+21

2.1749836381E+22

4.5501749751E+22

S           

1.3814331224E-02

1.9357354379E-01

1.7108657906E-01

C 

9.7501149367E-02

5.8724558229E-02

1.2285472433E-05

t 

6.9542144215E-01

2.5229810202E-01

1.7108657906E-01

f

5.8410596156E-01      

0.0000000000E+00

0.0000000000E+00

A

6.8160711092E-01

5.8724558229E-02

1.2285472433E-05

               

2.8348287055E-03

2.7996500437E-03

4.1677085938E-02

0.00850

0.00840

0.12503

Таблица  1.1.13.7.4

     ЗОНА "1"       

Изотоп

O-16

H-1

Массовые числа     

15.996

1.008

Ядерные конц-ии   

2.2952678156E+22

4.5905356312E+22

S           

8.6302069867E-02

9.3646926877E-01

C 

6.1972231021E-06

1.4781524732E-02

T 

8.6302069867E-02

9.5161803635E-01

A 

6.1972231021E-06

1.4781524732E-02

               

4.1677085938E-02

6.6141503132E-01

                              

Таблица  1.1.13.7.5         

          ЗОНА "2"                      

Изотоп

Nb-93

Zr-91

Массовые числа      

92.906

91.220

Ядерные конц-ии   

4.1483471537E+20

4.1827879851E+22

S           

2.0741735768E-03

2.6769843105E-01

C 

4.7705992268E-04

7.7381577724E-03

T 

2.5512334995E-03

2.7564572822E-01

A

4.7705992268E-04

7.7381577724E-03

               

7.1756807568E-03

7.3083388146E-03

0.02153

0.02193

Таблица 1.1.13.7.6

Результаты расчета

Параметры

Символическое

обозначение

Величина

Коэффициент использования тепловых нейтронов

         

         

0.954139

Коэффициент размножения на быстрых нейтронах

         

           

1.0477005

Число вторичных быстрых нейтронов на один поглощенный

          

1.8839

Полное сечение в топливе нейтронов резонансной области энергии

           t0

3.8494480289E-01

Поправка Боналуми

           t

0.022099

Поправка Данкова-Гинзбурга

            с

0.158532

Эффективный резонансный интеграл

          

1.4338990115E-23

Вероятность избежания резонансного захвата для U-238

           5

0.817429

Вероятность избежания резонансного захвата для U-235

           8

0.762525

Коэффициент размножения в бесконечной среде

           К

1.497204

Эффективная добавка отражателя

           эф

10.92076

Коэффициент размножения в реакторе конечных размеров

           Кэф

1.471345

                                                                                                                                               

1.2.Второй контур.

Для превращения имеющихся запасов тепловой энергии в электрическую паро- водяной цикл является самым эффективным способом.

1.2.1.Задачи системы.

Тепло, образовавшееся в первом контуре, передается в парогенераторах рабочему телу второго контура и превращается в турбине в механическую энергию. В генераторе происходит превращение механической энергии в электрическую. Схему второго контура выбирают на основании технико-экономических расчетов. Целью является получение высокого КПД, который достигается оптимизацией подогрева воды по ступеням.

Основные системы:

-система свежего пара

-система основного конденсата

-система питательной воды

-система аварийной питательной воды от ДАПЭН

-система регенеративного подогрева основного конденсата и питательной воды.

Вспомогательные системы:

-система снабжения потребителей собственных нужд паром 4,6 ата и 13 ата

-система сбора конденсата в дренажном баке машзала

-система циркуляционной воды

-система технической воды

-система расхолаживания блока.

Задачи безопасности

Второй контур выполняет следующие функции безопасности при эксплуатации АЭС:

-отвод тепла через парогенераторы при малых течах теплоносителя первого контура

-сброс пара через БРУ-А в атмосферу или БРУ-К в конденсатор турбин при аварийном расхолаживании блока

-подпитку парогенераторов химобессоленной водой от системы аварийной подачи питательной воды от ДАПЭН в режимах аварийного расхолаживания реакторной установки , обесточения блока и землетрясения

-защиту парогенераторов от недопустимого превышения давления.

Задачи нормального режима работы

Второй контур выполняет следующие задачи нормального режима эксплуатации:

-охлаждение активной зоны реактора во всех режимах нормальной эксплуатации отводом тепла на турбину

-производство сухого насыщенного пара и превращение его в механическую и затем в электрическую энергию

-прием и конденсацию пара, отработавшего в турбине или сбрасываемого через БРУ-К при пусках, остановах и сбросах электрической нагрузки

-регенеративный подогрев основного конденсата и питательной воды с помощью пара из отборов турбины

-осушение и перегрев пара после цилиндра высокого давления

-снабжение потребителей собственных нужд технологическим паром из коллекторов 4,6 ата и 13 ата

-хранение и подпитку химобессоленной водой второго контура с целью компенсации потерь

-удаление неконденсирующихся газов из конденсаторов с целью поддержания заданного вакуума в конденсаторах.

Критерии проектирования

Для отдельных систем второго контура принимаются различные критерии проектирования.

В схеме второго контура имеются две турбины номинальной электрической мощностью 220 М Вт типа К-220-44, каждая из которых имеет свои основные и вспомогательные системы. Также имеются общие вспомогательные системы для 2-х блоков, такие как, например, система технической воды неответственных потребителей.

Для выполнения функций безопасности используются защитные системы безопасности такие, как система аварийного питания ПГ, система аварийного расхолаживания блока (БРУ-А), система защиты 2 контура от превышения давления (ПК ПГ) и обеспечивающая система безопасности такая, как система технической воды ответственных потребителей.

Системы безопасности проектируются для повышения надёжности с резервированием. Каждый канал СБ выполнен независимым друг от друга и питается от своей системы надёжного питания.

1.2.2.Описание технологической схемы

Технологическая схема второго контура

Насыщенный пар, образовавшийся в парогенераторах, направляется в шестиступенчатый цилиндр высокого давления (ЦВД). Цилиндр высокого давления имеет 5 нерегулируемых отборов для регенеративного подогрева питательной воды и основного конденсата. После ЦВД пар поступает в сепаратор-пароперегреватель (СПП), где происходит его осушение и перегрев. Перегретый пар поступает в два двухпоточные, пятиступенчатые цилиндры низкого давления (ЦНД), каждый из которых имеет 3 нерегулируемых отбора для регенеративного подогрева основного конденсата.

Пар после цилиндров низкого давления конденсируется в конденсаторе. Образовавшийся конденсат откачивается с помощью конденсатных насосов через 5 подогревателей низкого давления (ПНД) в деаэратор.

Часть конденсата может быть очищена в установке конденсатоочистки (БОУ).

В деаэраторе происходит одновременно дегазация и подогрев питательной воды.

Из деаэраторов вода поступает к питательным насосам (ПЭН), которые подают питательную воду через 3 подогревателя высокого давления (ПВД) в парогенераторы. При отключенных ПВД питательная вода подаётся через байпас ПВД, что ухудшает термический кпд блока.

В режимах пуска-останова блока для подпитки ПГ используются аварийные питательные насосы (АПЭН).

Система свежего пара

Рассмотрено включение системы свежего пара в технологическую схему второго контура.

Система свежего пара предназначена для:

подачи свежего пара из парогенераторов в цилиндры высокого давления турбин

сброса пара при недопустимо высоких значениях давления в ПГ и паропроводах

через БРУ-К в конденсаторы

через БРУ-А в атмосферу

через ПК ПГ в атмосферу

подачи пара на 2-ую ступень СПП

снабжения потребителей собственных нужд паром из коллекторов 4,6 ата и 13 ата в режимах нормальной эксплуатации, пуска и останова, а также при работе блока на неполной мощности использования паропроводов для расхолаживания первого контура через редукционные установки расхолаживания (РУР).

Технологическая схема

Пар образуется в 6 парогенераторах. Для выравнивания давления перед турбинами парогенераторы подключены в общий паровой коллектор (ГПК). Коллектор может быть разделён на два полуколлектора, по которым пар поступает к турбинам. Каждый турбоагрегат вместе со своим вспомогательным оборудованием образует самостоятельную систему, которая может эксплуатироваться при работе не менее 3 парогенераторов.

Парогенераторы

Парогенераторы (ПГ-1 - 6) предназначены для выработки свежего пара, поступающего через ГПК к турбогенераторам. В режиме нормальной эксплуатации при номинальной нагрузке на ТГ в работе находятся 6 парогенераторов. Парогенераторы допускается выводить в резерв при работе блока, при этом уменьшается нагрузка на ТГ до соответствующей величины. Минимальное количество работающих ПГ три.

На каждом парогенераторе установлено по:

2 предохранительных клапана ПК1-1, 2, ПК2-1, 2, ПКЗ-1, 2, ПК4-1, 2, ПК5-1, 2, ПК6-1, 2

1 быстродействующей арматуре с пневмоприводом П1-1, П2-1, ПЗ-1, П4-1, П5-1, П6-1

1 арматуре с электроприводом П1-2;П2-2; ПЗ-2; П4-2; П5-2;П6-2

Главный паровой коллектор

Главный паровой коллектор предназначен для подачи пара от ПГ-1 - 6 к ТГ. В режиме нормальной эксплуатации ГПК находится в работе. ГПК может быть разделён на два полуколлектора закрытием 3-х быстродействующих арматур с пневмоприводами (П-1, П-2, П-З).

На каждом полуколлекторе есть одна редукционная установка БРУА-1 (2)  для сброса пара в атмосферу, две редукционные установки БРУК-1А, 1Б (2А, 2Б) для сброса пара в конденсаторы, две редукционные установки резервирования питания деаэраторов БРУД-1А,1Б и одна редукционная установка собственных нужд БРУС-1 (2).

Система основного конденсата

Рассмотрено включение системы основного конденсата в технологическую схему второго контура.

Система основного конденсата предназначена для:

подачи конденсата из конденсаторов турбин через подогреватели низкого давления в деаэраторы

поддержания вакуума

подачи основного конденсата к следующим важным потребителям:

на уплотнения сальников КЭН, ПЭН, сливных насосов ПНД-2, 4

на основные эжекторы и эжектор уплотнения

на гидроприводы КОС отборов турбины

на теплообменник продувки ПГ

на охлаждение выхлопных патрубков ЦНД

на охладитель выпара расширителя дренажей машзала

на защитный клапан ПВД

на подпитку системы охлаждения статора генератора

на уплотнение вакуумной арматуры ТГ

на впрыск БРУ-К.

Технологическая схема

Конденсат, образовавшийся в конденсаторе (К-А, Б), подаётся с помощь конденсатных насосов через конденсатоочистку, эжектор уплотнения и основные эжекторы, регулятор уровня в конденсаторе и 5 подогревателей низкого давления в деаэратор.

После конденсатных насосов часть конденсата подаётся на уплотнения КЭН и сливных насосов ПНД-2, 4.

После конденсатоочистки часть конденсата отбирается на охладитель продувки ПГ, на охладитель расширителя дренажей машзала и на подпитку вакуумного бачка системы охлаждения статора генератора.

Из линии основного конденсата вода подаётся на гидроприводы КОС, на защитную арматуру ПВД и на выхлопные патрубки ЦНД и на впрыск БРУ-К.

Конденсатные насосы

Конденсатные насосы (КЭН-1, 2, 3) предназначены для подачи основного конденсата из конденсатосборников конденсаторов через регенеративную систему низкого давления (ПНД-1 - 5) в деаэратор. Для одной турбины установлено три конденсатных насоса. В нормальном режиме работы при номинальной нагрузке на турбине работают два насоса и один насос находится в резерве.

Установка конденсатоочистки

Установка конденсатоочистки (БОУ) состоит из двух фильтров смешанного типа и одного электромагнитного фильтра. В нормальном режиме эксплуатации работают ЭМФ и один ФСД, второй ФСД находится в резерве.

Основные эжекторы

Основные эжекторы (ЭО-А, Б, В) предназначены для отсоса неконденсирующихся газов из конденсаторов с целью поддержания заданного значения вакуума при работе турбины. Для одной турбины установлено три основных эжектора. В нормальном режиме работы турбины работают два эжектора, один находится в резерве.

Эжектор уплотнений

Эжектор уплотнений (ЭУ-1, 2) предназначен для отсоса паровоздушной смеси из крайних камер концевых лабиринтовых уплотнений турбины. Для одной турбины установлен один ЭУ. При работе турбины эжектор уплотнений всегда находится в работе.

Регулятор уровня в конденсаторе

Регулятор уровня в конденсаторе (РУК) осуществляет регулирование уровня в конденсаторе путём возврата части конденсата в конденсатор. В системе основного конденсата установлен один РУК.

Регенеративная установка низкого давления

Регенеративная установка низкого давления предназначена для подогрева основного конденсата, поступающего в деаэратор, паром из промежуточных нерегулируемых отборов турбины.

Подогреватели низкого давления

Основной конденсат регенеративно подогревается в 5 однотипных подогревателях низкого давления (ПНД-1 — 5). Отвод конденсата греющего пара (КГП) при номинальной нагрузке осуществляется в систему основного конденсата по следующей схеме:

ПНД-5

каскадный слив в ПНД-4

ПНД-З

каскадный слив в ПНД-2

- ПНД-2 и ПНД-4

подача конденсата греющего пара с помощью сливных насосов в поток основного конденсата за соответствующим ПНД

- ПНД-1

'каскадный слив через гидрозатвор в конденсатор турбины

Для одной турбины установлены пять подогревателей низкого давления, два сливных насоса ПНД-2 и ПНД-4.

В случае неисправности одного из подогревателей низкого давления возможно его отключение. ПНД-1 является неотключаемым, подогреватели ПНД-2 и ПНД-З отключаются только вместе.

При необходимости возможен сброс КГП из каждого ПНД непосредственно в конденсатор турбины.

Система питательно-деаэрационной установки и система аварийной питательной воды 

Система питательно-деаэрационной установки и система аварийной питательной воды предназначены для:

непрерывного питания парогенераторов питательной водой во всех режимах работы АЭС

обеспечения запаса питательной воды в нормальном режиме работы и при расхолаживании блока в паровом и водо-водяном режимах удаления неконденсирующихся газов из конденсата в целях предотвращения коррозии металла трубопроводов и оборудования подогрева питательной воды в деаэраторе и в подогревателях высокого давления приёма и дегазации конденсата, поступающего в деаэратор из ПВД и СПП приёма, подогрева и дегазации химобессоленной воды и конденсата снабжения обратных клапанов (КОС) и защитного клапана ПВД в случае отключения всех КЭН

заполнения и подпитки ПГ при расхолаживании первого контура и отводе остаточных тепловыделений от активной зоны реактора с помощью насосов расхолаживания непрерывного снабжения паром системы уплотнений ЦВД, ЦНД и эжекторов турбины из деаэратора.

Технологическая схема

Из ПНД-5 конденсат подаётся на две деаэрационные колонки деаэратора, догревается до температуры насыщения и затем сливается в деаэрационный бак.

Из связанных между собой по пару и воде уравнительными линиями деаэраторов вода поступает по общему коллектору к всасывающим патрубкам питательных насосов. ПЭН подают питательную воду через подогреватели высокого давления в общий питательный коллектор перед ПГ .Из общего питательного коллектора вода к каждому ПГ поступает по своей питательной линии, содержащей основной регулятор уровня в ПГ и байпасный. Регулятор уровня основной поддерживает уровень в ПГ в стационарных режимах, а байпасный регулятор уровня используется в режимах пуска и останова блока. Подпитка ПГ при пуске и останове блока осуществляется от аварийных питательных насосов (АПЭН).

Деаэратор

Деаэратор (Д-1, 2) предназначен для:

удаления из конденсата коррозионно-активных газов (кислорода 02 и свободной двуокиси углерода 002), интенсифицирующих коррозию материалов ПВД, ПГ и питательных трубопроводов

подогрева основного конденсата

создания рабочего резерва питательной воды в баке-аккумуляторе для компенсации небаланса между расходом питательной воды, подаваемой ПЭН в ПГ и расходом основного конденсата, поступающим в деаэратор.

Пар в деаэратор поступает из 2 или 3 отборов турбины в зависимости от нагрузки ТГ. В режимах пуска и останова блока в деаэратор подаётся редуцированный свежий пар от БРУ-Д.

Принцип действия термического деаэратора основан на зависимостии растворимости газов от температуры воды. Содержание растворённых газов в воде уменьшается при повышении температуры и при достижении температуры насыщения равно нулю. Освобожденная от газов вода из деаэрационной колонки сливается в бак. Оставшийся несконденсированным греющий пар вместе с газами, выделившимися из воды отводится из верхней части колонки в РДТ, затем в атмосферу.

Уровень в деаэраторе поддерживается подпиткой химобессоленной водой через конденсатор. В режимах пуска и останова используется трубопровод подачи химобессоленной воды в деаэратор. В нормальном режиме экспуатации оба деаэратора блока связаны между собой по пару и воде уравнительными линиями и работают, как одна установка.

Питательные насосы

Питательные насосы (ПЭН-1, 2, 3, 4, 5) предназначены для подачи питательной воды из деаэраторов через регенерацию высокого давления в парогенераторы. На одном блоке установлено пять питательных насосов типа ПЭ-850-65. При номинальной нагрузке блока в работе находятся 4 насоса и один насос в резерве.

На питательных насосах имеются линии рециркуляции для предотвращения "запаривания" насоса при низких подачах, по которым питательная вода возвращается в деаэраторы.

Аварийные питательные насосы

Аварийные питательные насосы (АПЭН-1, 2) предназначены для подачи питательной воды из деаэраторов в парогенераторы в режиме аварийного отключения ПЭН и в режиме пуска и останова блока.

На одном блоке установлено 2 аварийных питательных насоса типа СПЭ-65-56. Трубопровод от аварийных питательных насосов подключен к общему коллектору питательной воды перед парогенераторами. Во избежание "запаривания" насоса на малых подачах предусмотрена линия рециркуляции в деаэратор.

Подогреватели высокого давления

Система регенерации высокого давления предназначена для подогрева питательной воды, подаваемой питательными насосами из деаэраторов в парогенераторы, паром из нерегулируемых отборов турбины.

Система регенерации высокого давления включает в себя три подогревателя высокого давления (ПВД-6, 7, 8), которые работают на паре от 1, 2, 3 отборов цилиндра высокого давления. Конденсат греющего пара отводится из ПВД каскадно в деаэратор. В ПВД-6 поступает, кроме того,  конденсат греющего пара второй ступени СПП.

Подогреватели высокого давления нельзя отключить индивидуально. В случае неисправности любого ПВД отключается вся группа (три ПВД) и питательная вода подаётся в парогенератор по обводной линии, на которой установлена арматура с электроприводом. На паропроводах подачи пара от 1, 2,3 отборов на ПВД установлены обратные клапаны с гидроприводом (КОС), предназначенные для исключения обратного движения пара, находящегося в паропроводах и корпусах ПВД-6, 7, 8, в турбину.

Трубопроводы питательной воды

От общего коллектора питательной воды отходят трубопроводы питательной воды к каждому ПГ, на которых установлены параллельно расположенные основной и байпасный регуляторы поддержания уровня в ПГ.

Система аварийной питательной воды от ДАПЭН

Система аварийной питательной воды от ДАПЭН предназначена для:

подпитки парогенераторов из баков запаса обессоленной воды при полном обесточении блока подпитки парогенераторов в случае неисправности системы питательной воды

подпитки парогенераторов при землетрясении 5 баллов и разрушении проектных питательных трубопроводов.

Технологическая схема

Система аварийной питательной воды от ДАПЭН состоит из трёх независимых каналов, каждый из которых содержит один дополнительный аварийный питательный насос. Насосы подключены к двум бакам запаса обессоленной воды. Вода подаётся в общий коллектор, от которого ответвляются трубопроводы на каждый парогенератор.

Дополнительный аварийный питательный насос

Дополнительные аварийные питательные насосы (ДАПЭН-1, 2, 3) подают химобессоленную воду из БЗК в ПГ при аварийных уровнях в парогенераторах. На блоке установлено три ДАПЭН, которые подключены к сети надёжного питания. Каждый насос питается от отдельной, независимой системы надёжного питания и входит в перечень механизмов,  включающихся по программе ступенчатого пуска. Насос ДАПЭН-1 подключен к обоим каналам подачи воды к ПГ и включается только по защите "Землетрясение 5 баллов".

Системы снабжения паром 4,6 ата и 13 ата

Коллектор 4,6 ата предназначен для снабжения паром следующих потребителей собственных нужд:

пиковых бойлеров (БО-1-4)

подогревателей сырой воды (ПСВ-1, 2)

подогревателей водопроводной воды (ПВВ-1, 2 )

установки СВО-З

эжектора деаэратора теплосети (ЭДТС)

обогрев баков БГК и БЗК-1, 2

очистных ПРК

участка дезактивации.

Коллектор 13 ата используется в режимах пуска и останова для подачи пара от пуско-резервной котельной (ПРК) или от соседнего блока на потребители давления 7 ата:

деаэраторы 7 ата

основные эжекторы

пусковые эжекторы

эжекторы цирксистемы

концевые уплотнения ЦНД и ЦВД турбин холодильные машины

деаэраторы подпитки и борного регулирования.

Технологическая схема

В нормальном режиме эксплуатации при номинальной нагрузке на турбине коллектор 4,6 ата запитан от 4 отбора турбины через задвижки ПО-12 и  ПС-2.

При работе блока на низких нагрузках пар в коллектор 4,6 ата поступает из ГПК через БРУ-С, которая автоматически включается в работу при  снижении давления в коллекторе до 4,5 кг с/см2.

Коллектор 13 ата при нормальном режиме эксплуатации блоков запитан от 3 (2) отборов турбины, ПРК находится в резерве.

Система конденсата дренажного бака

Рассмотрено включение системы конденсата дренажного бака в технологическую схему второго контура.

Система конденсата дренажного бака предназначена для:

возврата конденсата от потребителей коллекторов 4,6 ата и 13 ата:

• эжекторов уплотнений турбин

основных и пиковых бойлеров

• деаэратора подпитки и деаэратора борного регулирования

возврата продувочной воды ПГ после СВО-5

возврата дренажей ПНД, ПЭН, ЭО, ГПК, паропроводов до ГПЗ, Д-7 ата, ТК, НР, газовой ловушки генератора, паропроводов БРУ-К,  в конденсаторы обеих турбин или на БГК

возврата конденсата греющего пара СВО-З, СВО-5

возврата конденсата от сервоприводов обратных клапанов КОС

подачи в конденсатор соседнего блока.

Технологическая схема

Система конденсата дренажного бака является общей для двух ТГ.

Конденсат и дренажи высокого давления поступают в расширитель дренажей машзала (РДМ). После расширения они поступают в дренажный бак (ДБМ).

Из дренажного бака насосами НДБ-1, 2 конденсат откачивается в конденсаторы турбин. Таким образом конденсат возвращается в контур. Также имеется линия подачи конденсата на БГК и на циркводовод.

Расширитель дренажей машзала

Расширитель дренажей машзала (РДМ) предназначен для приёма конденсата и дренажей высокой температуры и сброса их после расширения в дренажный бак. На блоке установлен один расширитель дренажей для двух турбин.

Дренажный бак

Дренажный бак предназначен для сбора конденсата и дренажей после РДМ или поступающих по трубопроводам помимо РДМ. На блоке установлен один дренажный бак. При нормальной работе блока дренажный бак находится в работе.

Дренажные насосы

Дренажные насосы (НДБ-1, 2) предназначены для возврата воды из дренажного бака в конденсаторы турбин К-1, 2.

На блоке установлено два дренажных насоса. Один дренажный насос находится в работе, а другой в резерве.

Система охлаждающей циркуляционной воды

Система охлаждающей циркуляционной воды предназначена для:

подачи циркуляционной воды на охлаждение конденсаторов турбинподачи циркуляционной воды на всас насосов газоохлаждения

охлаждения следующих механизмов и теплообменников

маслоохладителя системы уплотнения вала генератора

маслоохладителей системы смазки ТГ

теплообменников системы охлаждения статора генератора

газоохладителей генератора

теплообменников системы охлаждения тиристорной установки

воздухоохладителей возбудителя

охлаждения подшипников КЭН,

сливных насосов ПЦЦ-2, ПЦЦ-4.

Технологическая схема

Охлаждающая циркуляционная вода забирается из приёмного ковша БНС, через устройства предварительной механической очистки, и направляется циркуляционными насосами в конденсаторы.

Для каждой половины конденсатора имеется свой циркуляционный насос (ЦН-А, Б). Часть циркуляционной воды отбирается из напорного трубопровода и направляется через три водяных фильтра типа ФС-400-1 на всас насосов НГО, на маслоохладители системы смазки ТГ и уплотнения вала генератора, на подшипники сливных насосов ПНД-2, ПНД-4, насосов газоохлаждения и конденсатных насосов.

Одним из насосов газоохладителей НГО циркуляционная вода подаётся на воздухоохладители возбудителя, газоохладители генератора, теплообменники системы охлаждения статора генератора, тиристорную установку и эжектор системы охлаждения статора генератора.

После прохождения всех потребителей вода поступает в сливной циркуляционный водовод и далее в ковш насосной станции градирен (НСГ).

Из ковша НСГ вода четырьмя насосами градирен (для двух блоков) подаётся в градирни. Охлажденная вода после градирен возвращается в приёмный бассейн. Потеря циркуляционной воды компенсируется подпиткой воды из реки.

Циркуляционные насосы

Циркуляционные насосы ЦН-1А, 1Б, 2А, 2Б предназначены для подачи охлаждающей воды в конденсаторы турбин и на другие потребители машзала.

На конденсаторы одной турбины вода поступает от двух циркуляционных насосов. При работе турбины на номинальной нагрузке в работе находятся два циркнасоса.

Конденсатор

Конденсатор К-1А, 1Б предназначен для конденсации пара, отработавшего в турбине или сбрасываемого через БРУ-К, приёма конденсата для последующей откачки конденсатными насосами в деаэратор.

Для одной турбины установлен один конденсатор, состоящий из двух симметричных половин. При нормальном режиме эксплуатации в работе находятся обе половины конденсатора.

Система шарикоочистки конденсатора предназначена для механической очистки внутренней поверхности трубок от отложений при работе турбины.

Насосы газоохлаждения

Насосы газоохлаждения НГО-А, Б предназначены для подачи циркуляционной воды на 4 воздухоохладителя возбудителя, 4 газоохладителя генератора, 2 теплообменника системы охлаждения статора генератора ВВТЦ-А, Б и выпрямительную установку ВУВОТГ.

При работе турбины один насос НГО находится в работе, а другой в резерве.

Система технической воды ответственных потребителей

Система технической воды ответственных потребителей предназначена для снабжения охлаждающей водой группы ответственных потребителей систем безопасности и систем нормальной эксплуатации:

потребители реакторного цеха:

теплообменники системы САОЗ

теплообменники промконтура ГЦН

теплообменники промконтура СУЗ

теплообменники промконтура САОЗ

теплообменники бассейна выдержки

маслоохладители подпиточных насосов

маслоохладители ГЦН

доохладители подпиточной воды

воздухоохладители вентиляции шахты аппарата, гермообъема, помещения палубы ГЦН, помещений САОЗ, вентильной камеры бокса ПГ и ГЦН, помещения приводов компенсатора давления, помещений КИП, помещений радиационного контроля, помещений насосов подпитки, помещений насосов и теплообменников бассейна выдержки.  электродвигатели подпиточных насосов

охладители системы спецгазоочистки охладители системы дожигания водорода компрессоры пневмоприводной арматуры охладители конденсата греющего пара деаэраторов 1 контура

охладители отборов проб

теплообменники системы дожигания водорода.

потребители турбинного цеха:

дизель-генераторная установка

технологические конденсаторы

насосы расхолаживания

аварийные питательные насосы

теплообменники пробоотборных точек машзала

датчики радиационного контроля пара от парогенераторов

Технологическая схема

Система технической воды ответственных потребителей относится к обеспечивающим системам безопасности и запитывается от сети надёжного питания. Система состоит из трёх независимых каналов, общих для двух блоков.

Каждый канал включает в себя водозаборное устройство, соединенное с брызгальным бассейном, и четыре насоса технической воды ответственных потребителей (1,2НТО-1,2).

Насосы технической воды ответственных потребителей

Насосы технической воды ответственных потребителей (1, 2НТ(М, 2) предназначены для подачи охлаждающей воды к оборудованию группы ответственных потребителей систем нормальной эксплуатации и систем безопасности.

При нормальной работе двух блоков работоспособность системы обеспечивается работой двух насосов НТО, при работе одного блока - работой одного насоса. Другие насосы находятся в резерве.

В нормальном режиме работы блока техническая вода поступает на теплообменники системы САОЗ после потребителей техводы реакторного отделения и не подаётся на дизель-генераторы. В случае срабатывания защиты САОЗ и запуска ДГ подаётся сигнал на открытие задвижек к теплообменни

кам САОЗ (помимо потребителей) и ДГ.

Насосы технической воды ответственных потребителей запитаны от надёжного питания и при обесточении блока участвуют в схеме ступенчатого пуска ДГ.

Баки аварийного запаса технической воды

Баки аварийного запаса технической воды БТВ-1, 2, 3 предназначены для снабжения потребителей технической водой при запуске ДГ и обесточении насосов НТО. Для каждого канала установлен один бак аварийного запаса технической воды, подключенный на напорной стороне насосов. При обесточении насосов НТО вода из баков БТВ самотёком поступает к потребителям в течение 5 - 7 минут.

Система технической воды неответственных потребителей

Система технической воды неответственных потребителей предназначена для подачи технической воды к следующим потребителям реакторного, турбинного цехов и спецкорпуса:

охладителю дренажей парогенераторов

доохладителю продувки парогенераторов

резервному возбудителю РВ-ТГ

холодильным машинам

подогревателей ПСВ-1, 2; ПВВ-1, 2; ПДВ

сетевым насосам

насосам подпитки теплосети НПТС-1, 2, 3

теплообменникам установки СВО-З, СВО-6

маслоохладителю дренажного насоса бассейна выдержки

воздухоохладителям вентагрегатов В-1, В-З, В-5

воздухе- и маслоохладителям ПЭН

потребителям в спецкорпусе

холодильникам отбора проб II контура

автоматическому химконтролю II контура блоков 1, 2

Технологическая схема

Система технической воды неответственных потребителей предусмотрена одна для двух блоков. Она включает в себя две группы насосов, по два насоса в каждой группе. Обе группы насосов забирают воду с брызгального бассейна №4. При аварийном снижении уровня в брызгальном бассейне №4 предусмотрен перевод всаса НТН из циркканала.

Насосы технической воды неответственных потребителей

Насосы технической воды неответственных потребителей НТН-1, 2, 3, 4 предназначены для подачи технической воды к потребителям реакторного, турбинного цехов и спецкорпуса.

В нормальном режиме работы блоков в каждой группе работает по одному насосу, вторые находятся в резерве и включаются по сигналу падения давления в магистрали.

1.2.3.Конденсатный насос

Конденсатные насосы предназначены для откачки и подачи конденсата из конденсатосборников конденсаторов через систему регенерации низкого давления в деаэратор. Конденсатный насос типа КСВ-500-220-2 вертикальный, двухкорпусный, центробежный, трёхступенчатый. Ротор насоса опирается на два подшипника. Верхний подшипник - шариковый, опорно-упорный, смазывается маслом с помощью винтовой нарезки на валу, для чего он имеет специальную масляную ванну. Подшипник охлаждается технической водой, подаваемой из напорного коллектора насосов газоохлаждения. Нижний подшипник - текстолитовый, скольжения, смазка водяная (основным конденсатом).

Сальники насоса имеют мягкую набивку, между кольцами которой установлено кольцо гидрозатвора, к которому при работе насоса, а также при нахождении его в резерве подаётся конденсат под давлением, с целью предотвращения присосов воздуха в вакуумную систему турбоустановки, а также для отвода тепла от сальника. В верхней части корпуса насоса предусмотрены штуцеры для отсоса воздуха из проточной части в конденсатор турбины.

1.2.4.Питательный насос

Питательный насос предназначен для подачи питательной воды из деаэраторов через регенерацию высокого давления в парогенераторы. На одном блоке установлено 5 питательных насосов типа ПЭ-850-65.

Питательный насос является центробежным, горизонтальным, однокорпусным, секционным, четырехступенчатым. Ротор насоса состоит из предвключённого винта, четырёх рабочих колёс, разгрузочного диска, рубашек и крепёжных деталей. Опорами ротора служат подшипники скольжения с принудительной смазкой. Корпус насоса состоит из набора секций, крышек всасывания и нагнетания, которые стягиваются восемью шпильками. Секции имеют вертикальный разъём. Концевые уплотнения насоса - сальниковые. Сальники охлаждаются и уплотняются основным конденсатом или обессоленной водой.

Разгрузка ротора от осевого усилия осуществляется гидропятой. Патрубки всасывания и нагнетания направлены вертикально вверх.

Система смазки подшипников насоса и электродвигателя, зубчатой муфты состоит из масляного бака, двух маслонасосов (один в работе, другой в резерве), двух масляных фильтров и одного маслоохладителя, который охлаждается технической водой. Кроме того, для обеспечения выбега питательного агрегата в случае аварийного отключения маслонасоса предусмотрены смазочные кольца насоса и электродвигателя. Для смазки подшипников насоса и электродвигателя применяется турбинное масло.

Приводом насоса служит асинхронный трёхфазный электродвигатель, который охлаждается воздухом. Насос соединяется с электродвигателем с помощью зубчатой муфты.

1.2.5.Аварийный питательный насос

Аварийный питательный насос предназначен для подачи питательной воды в парогенераторы в режиме аварийного обесточения и в режиме разогрева и расхолаживания блока.

На одном блоке установлено 2 аварийных питательных электронасоса типа СЭП-65-56.

Аварийный питательный насос представляет собой центробежный, горизонтальный, однокорпусный, секционный, семиступенчатый насос. Осевые усилия компенсируются разгрузочным устройством.

Опорами ротора насоса служат подшипники скольжения с кольцевой смазкой (масло заливается в корпус подшипника). Корпус насоса состоит из секций, крышек всасывания и нагнетания и корпуса гидравлической пяты, которые стягиваются 8 шпильками. Для обеспечения направленного теплового расширения насоса в сторону нагнетания крышка всасывания стопорится штифтами.

Концевые уплотнения насоса комбинированного типа, снабжены как щелевым уплотнением, так и сальниковой набивкой марки АГ-1. Камеры сальников охлаждаются холодным конденсатом или химобессоленной водой.

Смазка подшипников осуществляется при помощи вращающихся колец, которые захватывают масло из масляной ванны и подают его во вкладыши. Масло в маслованнах также охлаждается обессоленной водой.

Приводом насоса служит асинхронный электродвигатель трёхфазного тока с короткозамкнутым ротором. Двигатель с насосом соединён эластичной муфтой.

Дополнительный аварийный питательный насос

Дополнительные аварийные питательные насосы предназначены для снятия остаточных тепловыделений реактора в режиме аварийного расхолаживания и при землетрясении выше 5 баллов. На одном блоке установлены 3 насоса типа СЭП-65-56 (такого же, как тип аварийного питательного насоса).

Циркуляционный насос

Циркуляционный насос является вертикальным центробежным одноступенчатым насосом с диагональным рабочим колесом и осевым направляющим колесом.

Насос техводы ответственных потребителей

Насос техводы ответственных потребителей относится к артезианским насосным агрегатам и является центробежным вертикальным, секционным насосом с осевым подводом жидкости.

Насосный агрегат 24А-18-1 состоит из насосной части, электродвигателя, опорной части и трансмиссии. Электродвигатель установлен на опорной (наземной) части установки.

Насосная часть состоит из корпуса насоса, всасывающего патрубка и приёмной части, соединенных между собой с помощью болтов и шпилек.

Насос уплотняется сальником, охлаждаемым перекачиваемой водой.

1.2.6.Сепаратор-пароперегреватель

Сепаратор-пароперегреватель СПП-220М предназначен для осушки и перегрева пара после ЦВД турбины К-220-44 и обеспечения, таким образом, допустимой конечной влажности пара в последних ступенях ЦНД турбины. На каждой турбоустановке установлено по два сепаратора- пароперегревателя. СПП-220М выполнен в виде однокорпусного вертикального аппарата, содержащего сепаратор и две ступени перегрева. В верхней части корпуса расположен сепаратор, в нижней - две ступени перегрева. Сепаратор состоит из 16 одинаковых сепарационных блоков, расположенных радиально в кольцевом пространстве между корпусом и выходной трубой Ду1200, внутреннего кольцевого коллектора, сливного пола и двух труб Ду150 для отвода отсепарированной влаги.

Сепарационный блок состоит из 5 сепарационных пакетов, сливных корыт, сливной стойки и дырчатого листа, которые образуют каркас сепарационного блока. Сливные лотки, расположенные под сепарационными пакетами, обеспечивают сток воды в сливную стойку.

Сепарационный пакет состоит из направляющих лопаток и жалюзи волнообразного профиля и выполнен из нержавеющей стали.

Все остальные элементы сепаратора выполнены из углеродистой стали.

Поверхность нагрева пароперегревателя выполнена из шестигранных кассет, стоящих на опорной решётке, которая расположена в нижней части СПП. Кассета состоит из 37 продольно-оребрённых труб, расположенных по треугольной разбивке со стороной 36 мм. Отсепарированная влага отводится двумя трубами Ду150 в сепаратосборник.

Первая ступень пароперегревателя образована 94 кассетами, расположенными в периферийной зоне СПП. В промежутках между кассетами 1 ступени и корпусом СПП установлены вытеснители. Вторая ступень пароперегревателя образована 93 кассетами, расположенными в центральной зоне СПП. Кассеты первой и второй ступеней разделены фигурной перегородкой.

Греющим паром для 1 ступени пароперегревателя служит пар 2 отбора турбины. Конденсат из кассет по трубам 28 х 3 поступает в две отводящие камеры 1 ступени, из которых отводится в конденсатосборник 1 ступени.

Греющим паром 2 ступени пароперегревателя служит свежий пар. Пар подводится к двум греющим камерам 2 ступени, из которых по трубам 28 х 3 направляется к кассетам. Конденсат из кассет по трубам 28 х 3 поступает в две отводящие камеры 2 ступени, и далее в конденсатосборник 2 ступени.

Сепаратор-пароперегреватель имеет два предохранительных клапана,  предназначенные для защиты корпуса СПП-220М от повышения давления.



1.2.7.Конденсатор

Конденсатор типа К-12150 представляет собой поверхностный, двухходовой, однопоточный теплообменник с битумным уплотнением развальцованных в одинарных концевых досках охлаждающих трубок, с нисходящим потоком пара и центральным отсосом паровоздушной смеси.

Охлаждающая поверхность образована из трубок диаметром 28х1, длиной 9000 мм. Поверхность охлаждения одного конденсатора составляет 12150 м2, расчетная температура охлаждающей воды 22 °С.

По своей конструкции и по компоновке трубного пучка конденсатор представляет собой две симметричные половины, не разделенные по пару и конденсату. Каждая половина трубного пучка выполнена в виде свёрнутой ленты с тремя глубокими тупиковыми проходами по контуру, обеспечивающими допустимые входные скорости пара и тремя соединяющими проходами внутри пучка.

Часть трубок каждого пучка (около 10 %) выделена в воздухоохладитель.

Основную часть трубного пучка составляют трубки 28х1, утолщённые трубки 28 х 2 расположены в первом ряду трубного пучка в местах, подверженных динамическому воздействию парового потока.

Трубный пучок конденсатора размещен в стальном корпусе цельно-сварной конструкции, имеющем в поперечном сечении прямоугольную форму.

Каждый конденсатор снабжен двумя конденсатосборниками прямоугольной формы, вваренными в днище конденсатора в средней его части.

Для приёма и охлаждения пара, сбрасываемого через БРУ-К при пусках, остановах и сбросах электрической нагрузки, конденсатор оборудован пароприёмными устройствами. Допускается сброс 800 т/ч пара в пароприёмные устройства дросельно- охлаждающего типа обоих конденсаторов при давлении Р=9.5 кг с/см2 и температуре 200 °С.

Для охлаждения пара предусмотрен подвод основного конденсата в пароприёмное устройство конденсатора из напорного коллектора конденсатных насосов.

В верхней части конденсатора имеются штуцеры для подвода химобессоленной воды из баков запаса конденсата, с целью поддержания заданного уровня воды в деаэраторах.

Для удаления воздуха из верхних точек водяных сливных камер конденсатора предусмотрены два штуцера Ду100, к которым подключены два эжектора цирксистемы.

Образовавшийся конденсат собирается ниже теплообменных труб в конденсатосборники и направляется к конденсатным насосам.

1.2.8.Подогреватель низкого давления

Подогреватели низкого давления №1 - 5 типа ПН-800 - поверхностные вертикальные, четырёхходовые, отличаются друг от друга условиями работы по паровой стороне. Каждый подогреватель низкого давления представляет конструкцию, состоящую из сварного стального корпуса, водяной камеры с патрубками подвода и отвода конденсата и трубной системы. Трубная система состоит из трубной доски, в которою завальцованы нержавеющие U-образные трубки. Водяная сторона подогревателей низкого давления находится под давлением конденсатных насосов.

Трубная система состоит из стальной трубной доски, в которую завальцованы u-образные трубки из нержавеющей стали 08Х18Н10Т.

При номинальной нагрузке и номинальных параметрах свежего пара перед турбиной пар на ПНД-1 - 5 поступает из следующих отборов турбины:

на ПНД-5   ->  из 4 отбора

на ПНД-4   ->  из 5 отбора

на ПНД-З   ->  из 6 отбора

на ПНД-2   ">  из 7 отбора

на ПНД-1  --> из 8 отбора

Для удаления неконденсирующих газов, ухудшающих условия теплообмена в ПНД, выполнена схема их отсоса в конденсатор турбины.

1.2.9.Подогреватель высокого давления

Подогреватели высокого давления - поверхностные, вертикальные, с горизонтальными спиральными трубками с нижним расположением фланцевого разъёма с мембранным сварным уплотнением.

Каждый подогреватель состоит из собственно подогревателя и охладителя дренажа, представляющих одно целое. Встроенный охладитель дренажа расположен в нижней части каждого подогревателя и конструктивно представляет собой короб, в который заключена часть трубной системы. В коробе организовано несколько ходов конденсата для охлаждения его питательной водой.

Трубная система всех ПВД одинакова и состоит из вертикальных коллекторных труб и горизонтальных спиралевидных змеевиков, приваренных к коллекторным трубам.

Питательная вода подводится к трубной системе снизу через днище, проходит два хода по змеевикам и через коллекторные трубы отводится снизу из подогревателя. Греющий пар поступает в корпус подогревателей через патрубок, расположенный в верхней части и омывает трубки снаружи.

Пар на ПВД при номинальной нагрузке на турбине поступает со следующих отборов:

на ПВД-8  "> из 1 отбора

на ПВД-7  -> из 2 отбора

на ПВД-6  "> из 3 отбора

Слив конденсата греющего пара осуществляется при номинальной нагрузке каскадно.

Отсос воздуха из всех ПВД осуществляется каскадно в деаэратор или в расширитель дренажей турбины.

ПВД защищаются от недопустимого повышения давления двумя предохранительными клапанами, установленными на ПВД-8.

1.2.10.Деаэратор

Деаэратор состоит из двух деаэрационных колонок и бака-аккумулятора.

Бак-аккумулятор представляет собой горизонтальный сосуд цилиндрической формы, устанавливаемый на двух Катковых опорах со средней неподвижной опорой между ними. Корпус бака наружным диаметром 3442 мм выполнен из сварных листов с толщиной стенки 16 мм.

Деаэрационная колонка струйно-барботажного типа ДСП-1000 представляет собой вертикальный сосуд и состоит из корпуса, смесительного устройства, дырчатой тарелки, водонаправляющего листа, барботажного устройства и коллекторов подвода пара, конденсата и химобессоленной воды.

Смесительное устройство расположено в верхней части корпуса и предназначено для смешения различных потоков воды, поступающих в колонку.

На дырчатом листе поток воды дробится на тонкие струйки и сливается на водонаправляющий лист. На дырчатом листе происходит струйная дегазация конденсата.

Барботажное устройство, расположенное под водонаправляющим листом, состоит из тарелки и расположенного над ней парового короба. Кроме этого, в состав барботажного устройства входят 4 перепускных короба диаметром 300 мм, предназначенные для перепуска избыточного пара в

обвод барботажного устройства для устойчивой гидравлической работы деаэратора.

В нижней части деаэрационной колонки расположен коллектор подвода греющего пара, перфорированный в нижней своей половине и короб, по которому в деаэрационную колонку поступает пар, образующийся в баке-аккумуляторе при вскипании в нём конденсата греющего пара ПВД и  конденсата 1 и 2 ступеней СПП.

Для предотвращения аварийного повышения давления пара в деаэраторах на паропроводах подвода греющего пара (за регулирующими клапанами) установлены предохранительные клапаны, которые срабатывают при давлении 7,6 кг с/см2.

1.2.11.Арматура

Быстродействующий редукционный клапан сброса пара в атмосферу

Быстродействующий редукционный клапан сброса пара в атмосферу БРУ-А предназначен для предотвращения повышения давления в главном паровом коллекторе до предела срабатывания предохранительных клапанов, с целью уменьшения вероятности их срабатывания.

В комплект БРУ-А входят:

запорно-дроссельный клапан БРУА-1 (БРУА-2)

дросселирующее устройство 1 ступени

дросселирующее устройство 2 ступени

Быстродействующая редукционная установка сброса пара в

конденсатор

Быстродействующая редукционная установка сброса пара в конденсатор БРУ-К предназначена для снижения давления свежего пара и сброса его в конденсатор помимо ЦВД и ЦНД турбины при повышении давления в главном паровом коллекторе с целью предотвращения повышения давления в главном паровом коллекторе до уставки срабатывания БРУ-А и тем самым уменьшения вероятности ее срабатывания.

Быстродействующая редукционная установка сброса пара в конденсатор включает в себя:

две запорные задвижки 11П-1, 11П-2 (12П-1, 12П-2) с электроприводом на стороне свежего пара

запорно-дроссельный клапан БРУ-К-1А, БРУ-К-1Б (БРУ-К-2А,

БРУ-К-2Б) со встроенным электроприводом

дросселирующее устройство

электронный регулятор давления

манометры для измерения давления свежего и редуцированного пара

Быстродействующая редукционная установка собственных нужд

Быстродействующая редукционная установка собственный нужд БРУ-С предназначена для редуцирования свежего пара, поступающего из главного парового коллектора в магистраль 4,6 кгс/см2 и для питания паром теплофикационной установки при работе блока на низких нагрузках.

В комплект БРУ-С входят:

запорная задвижка Ду150 с электроприводом на стороне свежего пара

запорная задвижка Ду150 с ручным приводом на стороне свежего пара

дроссельный клапан ДуЮО

дросселирующее устройство ДуЮО/250

импульсный предохранительный клапан Ду25, Ру64

главный предохранительный клапан Ду250/400, Ру64

запорная задвижка Ду400, Ру64 на стороне редуцированного пара

манометры для измерения давления свежего и редуцированногопара

электронный регулятор давления

Быстродействующая редукционная установка резервирования

деаэратора

Быстродействующая редукционная установка резервирования деаэратора БРУ-Д предназначена для редуцирования свежего пара, поступающего из главного парового коллектора в паропровод греющего пара деаэратора 7 кг с/см2 при пусках блока и низких нагрузках.

Быстродействующая редукционная установка резервирования деаэратора включает в себя:

запорную задвижку Ду150 с электроприводом на стороне свежего пара

запорную задвижку Ду150 с ручным приводом на стороне свежего пара

дроссельный клапан Ду100

дросселирующее устройство Ду100/2 5 О

импульсный предохранительный клапан Ду25, Ру64

главный предохранительный клапан ДУу50/400, Ру64

запорную задвижку Ду400, Ру64 на стороне редуцированного пара

манометры для измерения давления свежего и редуцированного пара

электронный регулятор давления уровня конденсата в конденсаторе.


Впускной и обратный клапаны подогревателей высокого давления

Поскольку межтрубное пространство подогревателей высокого давления рассчитано только на определённое давление, необходимо исключить в случае неплотности в ПВД превышение этого давления. Это обеспечивается впускным и обратным клапанами.

При повышения уровня в ПВД до определённого значения (1 предела) подогреватели отключаются. Это осуществляется следующим образом.

Электрический сигнал от прибора по уровню в любом ПВД поступает на электромагнитный клапан, который открывается и подаёт воду (основной конденсат или питательную воду) на поршень впускного клапана. Поршень впускного клапана перемещается вниз и двигает тарелку впускного клапана, перекрывая вход воды в ПВД и открывая обвод ПВД. Питательная вода по обводу ПВД поступает в ПГ и одновременно закрывает обратный клапан на выходе ПВД, предотвращая поступление воды  обратным ходом в ПВД.

Время быстродействия составляет макс. 5 секунд.

Дальнейшее отключение ПВД осуществляется автоматически с помощью электрифицированной арматуры.

Обратные клапаны отборов турбин

Обратные клапаны с гидроприводом, установленные на паропроводах 4 и 6 отборов к бойлерам, на паропроводе подачи свежего пара на 2 ступень сепаратора- пароперегревателя и на 1-7 отборах турбины, предназначены для исключения обратного тока пара, находящегося в трубопроводах и подогревателях, в турбину при сбросах нагрузки и останове турбины с целью предотвращения её разгона.

Клапан обратный с гидроприводом представляет собой комбинированную конструкцию, в которой автоматически действующий обратный клапан, реагирующий на изменение направления потока пара, дополнен устройством принудительного закрытия клапана при помощи гидравлического сервомотора.

Рабочей жидкостью гидропривода является основной конденсат, подаваемый из напора конденсатных насосов. На случай отключения конденсатных насосов (отсутствие давления конденсата) предусмотрен резервный подвод воды на гидроприводы от всасывающего коллектора ПЭН.

Автоматическое закрытие обратных клапанов происходит при закрытии стопорных клапанов или при отключении маслянного выключателя генератора, а также при воздействии на ключ управления клапанами. При этом подаётся импульс на открытие импульсных соленоидных клапанов, установленных на линии подвода конденсата к гидроприводам. Основной конденсат под давлением поступает в пространство над поршнями сервомоторов и, перемещая поршни вниз, принудительно закрывает обратные клапана отборов.

1.2.12.Эжекторы

Основной эжектор

Основные пароструйные эжекторы типа ЭП-3-25/75 предназначены для отсоса неконденсирующихся газов из конденсаторов с целью поддержания заданного вакуума в конденсаторах при работе турбин. Эжектор состоит из следующих основных частей:

стальной сварной корпус

трубная система

верхняя крышка и водяная камера

сопла и диффузоры.

Корпус эжектора состоит из трёх, объединённых общими фланцами, сваренных между собой цилиндрической формы камер, диаметром 600 мм, которые служат для размещения трёх ступеней трубной системы.

Трубная система эжектора состоит из трёх групп охлаждающих трубок диаметром 19 х 1 мм, U-образной формы из нержавеющей стали, развальцованных в трубной доске. С целью обеспечения интенсивной конденсации пара и охлаждения паровоздушной смеси каждая ступень трубной системы разделена шестью горизонтальными перегородками,. Образующими хода для паровоздушной смеси. В трубной доске по ступеням имеются отверстия для перетока конденсата рабочего пара через гидрозатворы каскадно из третьей ступени во вторую, из второй- в первую, из первой- в конденсатор турбины. Трубная система крепится к нижнему фланцу корпуса и устанавливается на водяной камере.

Водяная камера сварной конструкции состоит из днища с входным и выходным фланцами, перегородок и общего фланца, к которому крепится корпус трубной системы.

Верхняя крыша эжектора состоит из трёх всасывающих камер, собранных на общем фланце. К всасывающей камере первой ступени приварен входной патрубок паровоздушной смеси. В верхней части каждой камеры имеются соответствующие гнезда под паровые сопла, а во фланце- вырезы для прохода паровоздушной смеси во вторую и третью камеры. Помимо этого во фланце крышки имеются три посадочных отверстия для установки диффузоров. Сопла и диффузоры расположены по центральной продольной оси корпуса каждой ступени. Сопла выполнены из нержавеющей стали, а диффузоры из латуни. Диффузоры расположены в специальных трубках, препятствующих проходу паровоздушной смеси между наружной стенкой диффузора и крайним рядом охлаждающих трубок.

Паровоздушная смесь, отсасываемая из парового пространства конденсатора, по подводящему трубопроводу поступает во всасывающую камеру первой ступени эжектора, проходит в камеру смешения, где увлекается струей рабочего пара, выходящей с большой скоростью из сопла в диффузор первой ступени. При движении смеси по диффузору происходит сжатие ее до давления, устанавливающего в охладителе первой ступени.

Из диффузора смесь поступает в нижнюю часть корпуса и проходит в охлаждающие пучки трубок, направляясь перегородками вверх и омывая снаружи охлаждающие трубки. При этом происходит конденсация пара, находящегося в смеси, а оставшаяся часть смеси проходит во всасывающую камеру второй ступени. Движение смеси во второй ступени сжатия происходит аналогично предыдущему до давления, устанавливающегося в охладителе этой ступени. Затем смесь поступает в отсек всасывающей камеры третьей ступени и после сжатия в диффузоре, через конечный охладитель удаляется в атмосферу.

Образовавшийся конденсат рабочего пара третьей ступени отводится через гидрозатвор в отсек охладителя второй ступени, где часть его испаряется, а другая, большая часть смешивается с конденсатом второй ступени, после чего отводится в охладитель первой ступени, откуда отводится в нижнюю часть конденсатосборника конденсатора. Запасной слив конденсата из охладителя третьей ступени осуществляется в открытую воронку через гидрозатвор высотой 259 мм. При нормальной работе эжектора свободный слив на воронку должен бездействовать. При пусках же, когда давление в охладителях повышенное, из-за повышенной производительности эжектора, слив может работать. Появление расхода конденсата через свободный слив при нормальной работе эжектора указывает на неисправность трубной системы или неисправность дренажа.

Охлаждающий конденсат из напора конденсатных насосов турбины поступает сперва в трубки охладителя первой ступени, затем последовательно в охладители второй и первой ступеней. Такой путь конденсата обеспечивается соответствующим расположением направляющих перегородок водяной камеры. Проходя по трубкам охладителей, конденсат нагревается за счет тепла конденсируемого пара.

Эжектор уплотнений

Эжектор уплотнений типа ЭУ-12 предназначен для отсоса паровоздушной смеси из крайних камер концевых лабиринтовых уплотнений турбины. Эжектор выполнен как одно целое с двумя ступенями охладителя пара уплотнений. Собственно эжектор состоит из корпуса, сопла и диффузора.

Каждая ступень охладителя состоит из обечайки, водяной камеры и двух стальных трубных досок, в которых развальцованы 828 труб из сплава МНЖ-5-1 диаметром 16 х 1 мм.

Водяная камера расположена между ступенями охладителей, разделена перегородками на три части. Для улучшения теплопередачи в межтрубном пространстве каждого охладителя имеется перегородка, благодаря которой паровоздушная смесь делает два хода.

Собственно эжектор состоит из корпуса, парового сопла и диффузора.

Паровоздушная смесь из концевых уплотнений турбины поступает в охладитель паровой ступени. Смесь движется снизу вверх и омывает снаружи трубки охладителя. Направленное движение смеси обеспечивается горизонтальными перегородками, расположенными по длине трубок охладителя. Часть пара, находящегося в смеси, конденсируется, а другая часть пара и несконденсировавшийся воздух поступает в камеру смешения эжектора. Сжатая в эжекторе паровоздушная смесь направляется в охладитель второй ступени, в котором происходит дальнейшее охлаждение смеси и конденсация содержащегося в ней пара,откуда с незначительным содержанием несконденсировавшегося пара выбрасывается в атмосферу.

Питание эжектора рабочим паром осуществляется из выпара деаэратора или от паровой уравнительной линии деаэраторов 7 кг с/см2, при пусках от коллектора 13 кг с/см2 или БРУ-Д.

Охлаждающей средой в охладителях служит основной конденсат, подаваемый из напорного коллектора конденсатных насосов. Охлаждающий конденсат через нижний патрубок водяной камеры поступает в трубную систему охладителя второй ступени, затем через часть водяной камеры и трубки охладителя первой ступени выходит в верхний патрубок водяной камеры и поступает в линию основного конденсата турбины. Всего конденсат делает в эжекторе четыре хода(по два в каждом охладителе). Конденсат рабочего пара эжектора и пара отсасываемого из уплотнений, направляется через гидрозатвор в дренажный бак блока (приямок).

Эжектор пусковой

Пусковые пароструйные эжекторы ЭП-1-80 служат для быстрого отсоса большого количества воздуха из конденсаторов в период пуска турбины.

Эжектор типа ЭП-1-80 - одноступенчатого сжатия, без охладителя паровоздушной смеси. Эжектор состоит из цилиндрической всасывающей камеры, в одном конце которой устанавливается сопло, а в другом - диффузор. Паровоздушная смесь из конденсатора через всасывающую камеру поступает в камеру смешения, где увлекается струей рабочего пара, выходящей из сопла, и подаётся в диффузор. При движении смеси по диффузору происходит ее сжатие до давления, превышающего атмосферное, а затем выброс её в атмосферу.

Рабочим паром эжектора служит выпар деаэратора или пар из паровой уравнительной линии деаэраторов 7 кг с/см2. При пусках турбины питание эжекторов осуществляется от общестанционной магистрали пара 13 кг с/см2 или от БРУ-Д.

1.2.13.Турбогенератор.

Турбина паровая, конденсационная, без регулируемых отборов пара, с двухступенчатым паровым промперегревом, (отборным и свежим паром), номинальной мощностью 220 000 кВт, с частотой вращения ротора 3000 об/мин, типа К-220-44 1-ой модификации ПОАТ ХТЗ предназначена для непосредственного привода генератора перемещенного тока типа ТВВ-220-2А, мощностью 220 000 кВт, напряжением на клеммах 15750 В, частотой вращения 50 пер/с, Ленинградского электротехнического объединения “Электросила” , монтируемого на общем фундаменте с турбиной.

Свежий пар от шести парогенераторов поступает к турбине по трем паропроводам диаметром 465 х16 мм. На каждой нитке паропроводов установлено последовательно три главные паровые задвижки и имеется перемычка диаметром 426 х14 мм, соединяющие паропровод с главным паровым коллектором. Такая схема главных паропроводов позволяет надежно отключать одну из турбин при необходимости ее останова.

После главных паровых задвижек свежий пар, пройдя четыре стопорных клапана, поступает через перепускные трубы и четыре регулирующих клапана к сопловой коробке цилиндра высокого давления.

Отработавший в ЦВД пар направляется по двум рессиверам диаметром 1200 мм к двум двухступенчатым сепараторам- пароперегревателям, где осушивается и перегревается паром от второго отбора и свежим паром. Перегретый до температуры 241 ° С пар после сепараторов-пароперегревателей по двум рессиверам диаметром 1000 мм через две стопорные заслонки поступает в цилиндры низкого давления.

Отработавший в ЦНД пар поступает в конденсатор турбины, где охлаждается и конденсируется с помощью циркуляционной воды, подаваемой в конденсатор двумя циркнасосами блочной станции.

Конденсат из конденсатора конденсатными насосами подается через подогреватели низкого давления в деаэратор. После деаэратора питательная вода питательными насосами подается через подогреватели высокого давления в парогенератор.

Турбина представляет собой одновальный трехцилиндровый агрегат: цилиндр высокого давления и два двухпоточных цилиндра низкого давления с 4-мя выхлопами пара в два конденсатора.

                                    

                          таблица 1.2.13


№ о
тбора

Назначение отбора

Давление пара в отборе, кг с/см2

Температура пара в отборе, °С

Расход пара из отбора, т/час

1 отбор

ПВД-8

28.4

229.8

66.132

2 отбор

ПВД-7

СПП(1-ая ступень)

19.7

19.7

210.7

210.7

65.610

65.200

3 отбор

ПВД-6

деаэратор

13.13

13.13

191.2

191.2

59.086

44.333

4 отбор

ПНД-5

пиковый бойлер

5.18

5.18

152.4

152.4

42.882

29.188

5 отбор

ПНД-4

3.138

134.4

58.193

6 отбор

ПНД-3

основной бойлер

1.298

1.298

108

108

23.996

18.410

7 отбор

ПНД-2

0.601

101

23.450

8 отбор

ПНД-1

0.296

68.4

35.517

Турбина имеет 8 нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева основного конденсата и питательной воды в подогревателях низкого давления, деаэраторе и подогревателях высокого давления до температуры 225 ° С (при номинальной нагрузке турбины и при расходе питательной воды, равной 102 % от расхода пара на турбину) , для перегрева пара 1-й ступени СПП, для питания теплофикационной установки и собственных нужд станции.

ЦВД имеет 6 ступеней давления. Каждый из цилиндров низкого давления выполнен двухпоточным с пятью ступенями давления в каждом потоке. Впуск пара производится в среднюю часть цилиндра. Выхлопные патрубки присоединены к конденсатору путем приварки на монтаже.

Всего турбина имеет 26 ступеней. Ротор цилиндра выполнен цельнокованным. Каждый ротор низкого давления сварной. Ротор высокого давления выполнен гибким. Роторы низкого давления оба жесткие. Все роторы соединены между собой и с ротором генератора жесткими муфтами.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Система подвода (с раздельными коллекторами -для ЦВД и обоих ЦНД) и отсоса пара из концевых уплотнений работает автоматически и обеспечивает отсутствие протечек пара из уплотнений в машинный зал.

Отвод пара из первой камеры переднего лабиринта ЦВД направляется в 4 отбор (Р=5.18 кг с/см2). Отвод пара из второй камеры переднего лабиринта ЦВД и первой камеры заднего лабиринта ЦВД направляются в коллектор с давлением 1.1 кг с/см2, откуда поступают через регулирующий клапан с электронным регулятором, поддерживающим в этом коллекторе давление 1.1 кг с/см2, в седьмой отбор турбины.

При пуске турбоагрегата пар на уплотнения ЦВД и ЦНД подается через регулирующие клапана из уравнительной линии деаэраторов.

Из крайних камер уплотнений ЦВД и ЦНД паровоздушная смесь отсасывается эжектором уплотнений сначала в коллектор с давлением 0.95 кг с\см2 и далее в вакуумный охладитель эжектора уплотнений с давлением 0.85 кг с\см2. Этим самым предотвращаются протечки пара из концевых уплотнений турбины в машинный зал и на подшипники турбин.

Утечки пара из штоков стопорных и регулирующих клапанов отводятся в деаэратор и в коллектор отсоса из уплотнений.

Питание паром системы уплотнений турбины при пусках и остановах осуществляется из коллектора 13 кг с\см2(пар от пуско- резервной котельной).

1.2.14.Расчет тепловой схемы ТУ К -220-44/3000.

Приведем расчет тепловой схемы турбоустановки К-220-44. Сначала рассчитываем h-S диаграмму.

Давление на входе в ЦВД

Ро1=Ро·0,95=4,2·0,95=3,99 Мпа

По исходным данным: Ро=4,2 Мпа, Хо=0,98 выбираем по h-S диаграмме данные

hо=2764,36 кДж/кг, Sо=5,98 кДж/кг·°С, Vо=0,04632 м3/кг

При процессе дросселирования по Ро1=3,99 Мпа

Х1=0,9795, h1=2764,58 кДж/кг, S1=6,00 кДж/кг·°С, V1=0,04882 м3/кг

Далее находим теоретические данные выхода пара из ЦВД

Р=0,28 Мпа, ХtЦВД=0,81, htЦВД=2309,78 кДж/кг, t=131,18 °С эта функция от (Рразд,Sо)

Располагаемый тетеплоперепад в ЦВД

НоЦВД=hо-htЦВД=2764,36-2309,78=454,58 кДж/кг

Использованный теплоперепад

НiЦВД= НоЦВД·оiЦВД=454,58·0,87=395,49 кДж/кг

Энтальпия на выходе из ЦВД: hЦВД=hо- НiЦВД=2764,36-395,49=2368,87 кДж/кг и степень сухости пара ХЦВД=0,83725

Потери давления в СПП

Рспп=Рразд·0,07=0,28·0,07=0,0196 Мпа

Параметры в пароперегревателе: Рпп=Рразд-Рспп=0,28-0,0196=0,2604 Мпа

tпп=tо-t=253,21-15,21=238 °С, где t=15,21 °С- температурный напор на выходе СПП- принимаю

Энтальпия в сепараторе

hсеп=f(процесс сепарирования·Хсепарир=0,995); hсеп=2709,75 кДж/кг

Давление в начале процесса расширения в ЦНД

РоЦНД=Рпп·0,965=0,2604·0,965=0,2513 Мпа

Энтальпия в пароперегревателе

hоПП=f(Рпп,tпп)=2944,76 кДж/кг- параметры пара

и температура tоЦНД=f(РоЦНД, процесс дроселирования)=237,6 °С

и энтропия SоЦНД=7,53 кДж/кг

Теоретическая энтальпия в конце процесса расширения пара в ЦНД

htЦНД=f(Рк,SоЦНД)=2269,42 кДж/кг

степень сухости ХtЦНД=0,883

Распологаемый теплоперепад в ЦНД

НоЦНД=hоПП-htЦНД=2944,76-2269,42=675,34 кДж/кг

Используемый теплоперепад в ЦНД

НiЦНД= НоЦНД·оiЦНД=675,34·0,865=584,17 кДж/кг

Энтальпия на выходе из ЦНД

hкЦНД=hоППiЦНД=2944,76-584,17=2360,59 кДж/кг и

степень сухости на выходе из турбины ХкЦНД=0,9205

По давлениям в отборах(прототипа) и по h-Sопределим энтальпии в отборах ЦВД:

1 отбор: Р1=2,7 МПа, h1=2698 кДж/кг, Х1=0.945

2 отбор: Р2=1,883 МПа, h2=2640 кДж/кг, Х2=0,920

3 отбор: Р3=1,275 МПа, h3=2680 кДж/кг, Х3=0,8998

4 отбор: Р4=0,521 МПа, h4=2452 кДж/кг, Х4=0,860

5 отбор: Р5=0,28 МПа, h5=2369 кДж/кг, Х5=0,8418

ЦНД: 6 отбор: Р6=0,133 МПа, h6=2824 кДж/кг, t6=178 °С

7 отбор: Р7=0,0595 МПа, h7=2688 кДж/кг, t7=105 °С

8 отбор: Р8=0,0239 МПа, h8=2556 кДж/кг, Х8=0,9767

Конденсатор Рк=4 кПа, hЦНД=2361 кДж/кг, ХЦНД=0,9205

Определение повышения давления в конденсационном насосе

Ркн=Рg+Рпнд+Рэж+Роб+Рогк+Ррку+Ртр+Ргеод

Рg=0,6 МПа- давление в деаэраторе

Рпнд=0,5 МПа- суммарное сопротивление в пяти ПНД

Рэж=0,12 МПа- сопротивление двух охладителей эжекторов

Роб=0,4 МПа- сопротивление обессоливающей установки

Рогк=0,15 МПа- сопротивление газоохладителя генератора

Ррку=0,3 МПа- сопротивление регулирующего клапана уровня в конденсаторе

Ртр=0,15 МПа- сопротивление конденсатопроводов

Ргеод=gh=0,2 МПа- геодезическое сопротивление

при h=20 м- высота подъема деаэратора

Ркн=0,6+0,5+0,12+0,4+0,15+0,3+0,15+0,2=2,42 МПа

Повышение энтальпии в конденсационном насосе:

hкн=Кр··103=1,35··103=3,95 кДж/кг, где

V’=0,001004 м3/кг- это функция от Рк

Кр=1,35- расчетный коэффициент

н=0,83- КПД насоса

Повышение давления в питательном насосе.

Рпн=Ро+Рпар+Рпг+Рпит+Рпвд+Рркп-Рg

Рпар=0,07·Ро=0,3 МПа- сопротивление главного паропровода

Рпг=1,2 МПа- потеря давления в ПГ

Рпит=0,25 МПа- сопротивление питательных трубопроводов

Рпвд=3·0,3=0,9 МПа- суммарное сопротивление 3-х ПВД

Ррпк=1 МПа- сопротивление регулирующего клапана питания парогенератора


Рпн=4,2+0,3+1,2+0,25+0,9+1-0,6=7,25 МПа

Повышение энтальпии в питательном насосе

hпн=Кр··103=1,35··103=13 кДж/кг, где

V’=fg)=0,001101 м3/кг

Расчет бойлеров

tвх=70 оС, tвых=140 оС

Сопротивление бойлера

Рб=0,05 Мпа

Параметры на входе в Б1:

РвхБ1=0,8 МПа, hвхБ1=hтпвых+hн

Потери энтальпии в насосе

hн=Кр··103=1,35··103=0,97 кДж/кг, где удельный объем  V=f(Р=0,2 МПа, t=70 оС)=0,001029 м3/кг, а энтальпия на

выходе из теплового потребителя:

 hтпвых=f(Р=0,2 МПа, t=70 оС)=293,1 кДж/кг,

тогда энтальпия на входе в Б1 будет равнятся hвхБ1=293,1+0,97=294,1 кДж/кг и температура t=f(РвхБ1, hвхБ1)=70,23 оС

Давление греющего пара в Б1

РпБ1=Р6-Рпар=0,1333-0,01333=0,12 МПа ,где Рпар=0,1·Р6=0,01333 МПа

Энтальпия дренажа греющего пара

hдр6=f(РпБ1)=439,36 кДж/кг, а температура tдр6=104,81 оС

Параметры на выходе из Б2

РвыхБ2=0,7 МПа, tвыхБ2=140 оС, hвыхБ2=589,3 кДж/кг

Давление греющего пара в Б2

РпБ2=Р4-Рпар=0,521-0,03647=0,4845 МПа, 

где Рпар=0,07·Р4=0,07·0,521=0,03647 МПа

энтальпия hдр4=f(РпБ2)=635 кДж/кг, температура tдр4=150,6 оС

Принимаем подогрев в Б1 tнедБ1=4,81 оС, тогда

tвыхБ1=tдр6-tнедБ1=104,81-4,81=100 оС

РвыхБ1=РвхБ1Б=0,8-0,05=0,75 МПа

hвыхБ1=f(РвыхБ1, tвых Б1)=419,6 кДж/кг

Составляем уравнение материально-энергетического баланса для Б2

Gт(hвыхБ2-hвыхБ1)=D4(h4-hдр4)·Б2

при h4=2452 кДж/кг и Б2=0,998

Gт===136,87 кг/с , тогда

D'4==12,81 кг/с

Материально-энергетический баланс для Б1

Gт·(hвыхБ1-hвхБ1)=D'6·(h6-hдр6)+D'·(hдр4-hдр6)·Б1

D'6===

=6,16 кг/с, где h6=2824 кДж/кг, hдр6=439,36 кДж/кг

Qтрасч=D'4·(h4-hдр4)+D'6·(h6-hдр6)=12,81(2452-635)+6,16(2824-439,36)=38,31 МВт

Погрешность =·100 %=·100%=4,2% ,что меньше 5% и допускается

Определение параметров в точках схемы.

Сепаратор

h5=2369 кДж/кг

Рс=РЦВД-Рс=0,28-0,0056=0,274 МПа  

где Рс=0,02РЦВД=0,0056 МПа   

Энтальпия дренажа сепаратора hсдр=f(Рс)=

=548,5 кДж/кг и температура tсдр=130,5 оС

Энтальпия на выходе hсо=hсеп=2709,75 кДж/кги температура

tсо=f(Рс, tсо)=130,5 оС по h-S диаграмме

Пароперегреватель 1 ступени

Энтальпия h2=2640 кДж/кг

РПП1=Р2-Р=1,883-0,075=1,81 МПа   

где Р=0,04Р2=0,04·1,883=0,07532 МПа

Энтальпия h2др=fПП1)=885,8 кДж/кг

температура t2др=207,1 оС  

Принимаем равномерный подогрев в пароперегревателе 1 ступени

tпп-tсо=238-130,5=107,5 оС

где t==53,75 оС и тогда температура на выходе из 1-ой ступени ПП

tпп1о=130,5+53,75=184,25 оС

Рпп1о=0,975Рс=0,975·0,274=0,2675 МПа и температура hпп1о=2834,75 кДж/кг

Пароперегреватель 2 ступени

Энтальпия hо=2764,36 кДж/кг

Рпп2=Ро-Р=4,2-0,168=4,032 Мпа  

где Р=0,04Ро=0,04·4,2=0,168 Мпа  

Энтальпия hодр=fпп2)=1089,8 кДж/кг и  

температура tодр=250,8 оС

Температура tпп2о=tпп=238 оС

Давление на выходе из ПП2

Рпп2о=0,975Рпп1о=0,975·0,2675=0,2604 МПа

hпп2о=hпп=2944,76 кДж/кг

Параметры после конденсатора

Рк=4 кПа, tSк=28,981 оС, hSк=124,41 кДж/кг, V=0,001004 м3/кг

Параметры после КН

hкн=hSк+hкн=124,41+3,95=128,36 кДж/кг

Ркн=Ркн+Рк=2,42+0,004=2,424 МПа

tкн=f(Ркн, hкн)=29,9 оС

После обессоливающей установки

Робкнобркуотк=1,574 МПа

tоб=29,9 оС, hоб=126,68 кДж/кг

Параметры после эжекторов

Принимаем недогрев в охладителях эжекторов на 3 оС

tэж=tоб+3 оС=32,9 оС

Рэж=Роб-Рэж=1,574-0,12=1,454 МПа

hэж=f(Рэж, tэж)=139,09 кДж/кг

ПНД1 и ОД1

Энтальпия пара из отбора h8=2556 кДж/кг

Давление греющнго пара   

Р8др=0,92Р8=0,92·0,0239=0,022 МПа

Энтальпия дренажа греющего пара

h8др=f8др)=260,14 кДж/кг

и температура t8др=f8др)=62,16 оС

Принимаем по (1), что   

tод1др=tSк+7 оС=32,9+7=49,9 оС  

hод1др=f(P8др, tод1др)=208,9 кДж/кг

Примем недогрев в ПНД1 t=2,2 оС

тогда температура выхода конденсата

из ПНД1: tп1вых=62,16-2,2=59,96 оС

Рп1вых=Рэж-Рпнд=1,454-0,1=1,354 МПа

hп1вых=fп1вых, tп1вых)=257,78 кДж/кг

ПНД2

Энтальпия 7-го отбора турбины h7=2688 кДж/кг

Давление греющего пара    

Р7др=0,96Р7=0,96·0,0595=0,056 МПа  

Дренаж: h7др=f7др)=351,6 кДж/кг   

t7др=84 оС


Принимаем недогрев в ПНД2   

t=2,5 оС, тогда температура конденсата  

tп2вых=t7др-t=84-2,5 оС

Рп2выхп1вых-Рпнд=1,354-0,1=1,254 МПа

hп2вых=fп2вых, tп2вых)=342,07 кДж/кг

ПНД3

h6=2824 кДж/кг-энтальпия отбора пара  

Давление греющего пара   

Р6др=0,94Р6=0,94·0,1333=0,125 Мпа, где

0,94-коэффициент потерь давления в паропроводе

Дренаж: h6др=f(P6др)=444 кДж/кг и

t6др=f(P6др)=106 оС По (1) принимаем, что:

tод3др=tп2вых+4 оС=81,5+4=85,5 оС

hод3др=f(P6др, tод3др)=358,1 кДж/кг

Принимаю недогрев для ПНД3 t=2,8 оС, тогда tп3вых=t6др-t=106-2,8=103,2 оС

Рп3выхп2выхпнд=1,254-0,1=1,154 МПа

hп3вых=f(Pп3вых, tп3вых)=433,6 кДж/кг

ПНД4

h5=2369 кДж/кг-энтальпия отбора пара

Давление греющего пара

Р5др=0,94Р5=0,94·0,28=0,2632 МПа   

Дренаж: h5др=f(P5др)=542,6 кДж/кг   

t5др=f(P5др)=129,13 оС

Принимаем недогрев для ПНД4 t=3 оС, тогда   

tп4вых=t5др-t=129,13-3=126,13 оС

Рп4выхп3выхпнд=1,154-0,1=1,054 МПа

hп4вых=f(Pп4вых, tп4вых)=530,35 кДж/кг


ПНД5

Dпрцвд=0,83 кг/с-протечки острого пара из передних

уплотнений ЦВД

Энтальпия h4=2452 кДж/кг   

Давление греющего пара    

Р4др=0,94Р4=0,94·0,521=0,49 Мпа   

Дренаж: h4др=f(P4др)=636,8 кДж/кг и t4др=151,1 оС

Принимаем недогрев для ПНД5 t=3,1 оС, тогда

tп5вых=t4др-t=151,1-3,1=148 оС

Рп5выхп4выхпнд=1,054-0,1=0,954 МПа

hп5вых=f(Pп5вых, tп5вых)=623,8 кДж/кг

Параметры после деаэратора

Рg=0,6 МПа, hg=670,4 кДж/кг, tg=158,84 оС

Параметры после ПН:

Рпн=Рg+Рпн=0,6+7,45=8,05 МПа

hпн=hg+hпн=670,4+13=683,4 кДж/кг и tпн=f(Pпн, hпн)=162 оС

ПВД6

Энтальпия hпп1др=h2др=885,8 кДж/кг   

h3=2580 кДж/кг

Давление греющего пара    

Р3др=0,96Р3=0,96·1,275=1,22 МПа  

Дренаж: h3др=f(P3др)=801,7 кДж/кг и  

температура t3др=f(P3др)=188,7 оС  

По (1) берем температуру на выходе из ОД-6 на 4 оС выше чем tпн

tод6др=tпн+4°С=162+4=166 оС

hод6др=f(P3др, tод6др)=702 кДж/кг

Принимаем недогрев в ПВД6 t=5 оС, тогда tп6вых=t3др-t=188,7-5=183,7 оС

Pп6вых=PПН-PПВД=8,05-0,3=7,75 МПа

hп6вых=f(Pп6вых, tп6вых)=782,94 кДж/кг


ПВД7

Энтальпия второго отбора пара h2=2640 кДж/кг

Давление греющего пара

Р2др=0,96Р2=0,96·1,883=1,81 Мпа, а дренаж:

 h2др=f(P2др)=885,8 кДж/кг и t2др=207,4 оС

Температура на выходе из ОД-7 определяется

tод7др=t