68659

Расчет показателей надежности и безопасности АЭУ Запорожской АЭС

Дипломная

Энергетика

Площадка Запорожской АЭС проектной мощностью 6000 МВт расположена в Каменско-Днепровском районе Запорожской области вблизи действующей Запорожской ГРЭС. Электростанция предназначена для снабжения электроэнергией южных районов Украины и входит в Объединенную энергосистему Юга.

Русский

2014-09-24

3.96 MB

22 чел.

СОДЕРЖАНИЕ

  1.  Введение
  2.  Выбор типа, параметров АЭУ АЭС
  3.  Тип АЭУ
  4.   Тип и состав ППУ
  5.   Тип и состав ПТУ
  6.   АСУ ТП энергоблока
  7.   Тип и состав электрической части энергоблока
  8.   Выбор параметров теплоносителя и рабочего тела
  9.  Теплоэнергетический расчет АЭУ
  10.  Расчет тепловой схемы рабочего контура
  11.  Определение параметров основных циркуляционных насосов АЭУ

 и энергозатрат на собственные нужды

  1.  Определение параметров основных элементов АЭУ АЭС
  2.  Параметры ядерного реактора
  3.  Параметры парогенератора
  4.  Параметры главной турбины
  5.  Параметры главного конденсатора
  6.  Эксплуатация АЭС.
  7.  Краткая характеристика режима разрыва трубопровода ПГ.
  8.  Расчет показателей надежности и безопасности АЭУ АЭС
  9.  Требования безопасности к элементам активной зоны
  10.  Функциональная схема к расчету надежности активной зоны
  11.  Расчет надежности элементов активной зоны
  12.  Охрана труда и защита окружающей среды
  13.  Экологическая ситуация по стандартным показателям среды,

  характеристика загрязнений

  1.  Выбор доминирующего загрязнителя и его анализ
  2.  Мероприятия, снижающие вредное воздействие на окружающую

 среду и человека доминирующего загрязнителя

  1.  Опасные и вредные факторы
  2.  Показатели условий труда
  3.  Характеристика рабочих средств измерений
  4.  Рекомендации по снижению опасного и вредного воздействия

   производственных факторов на человека

  1.  Организация службы охраны труда
  2.  Правовые, нормативные и организационные документы по безопасности жизнедеятельности персонала АЭС
  3.  Технико-экономическое обоснование проекта
  4.  Определение величины и структуры кап. вложений.
  5.  Расчет выроботки и отпуска электроэнергии.
  6.  Расчет годовых и эксплуатационных расходов.
  7.  Расчет составляющих себестоимости единицы электроэнергии.
  8.  Финансовые показатели проекта
  9.  Экономическая эффективность проекта
  10.  Модернизация ПВД с применением новых трубных систем
  11.  Описание и обоснование выбранной конструкции
  12.  Тепловой расчет.
  13.  Расчет прчности.
  14.  Технико-экономическое обоснование.
  15.  Технические требования.

10.Заключение

Список сокращений

Список использованной литературы

1. ВВЕДЕНИЕ .

Площадка Запорожской АЭС проектной мощностью 6000 МВт расположена в Каменско-Днепровском районе Запорожской  области вблизи действующей Запорожской ГРЭС.  Электростанция предназначена для снабжения электроэнергией южных районов Украины и входит в Объединенную энергосистему Юга . Запорожская АЭС представляет собой головную унифицированную атомную электростанцию с моноблочной компоновкой энергоблоков с серийной реакторной установкой ВВЭР-1000 . Строительство Запорожской АЭС началось в 1979 году , первый энергоблок поставлен под нагрузку 10 декабря 1984 года , при этом продолжительность основного периода строительства составила 57 месяцев . Ввод остальных энергоблоков первой очереди осуществлялся с шагом в один год : в конце 1985 года введен в действие второй , в 1986 году - третий энергоблок , в декабре 1987 года пущен четвёртый энергоблок первой очереди . С вводом второй очереди ( два энергоблока по 1000 МВт ) мощность электростанции достигла 6000 МВт .  При сооружении Запорожской АЭС применён поточный метод строительства . Раздельное выполнение строительных работ и такой же монтаж технологического оборудования на каждом энергоблоке , высокий процент блочности строительных конструкций позволили сократить продолжительность строительства каждого энергоблока в среднем на 25-30 % , а трудозатраты снизить на 15-20 % против нормативных . Достигнутые темпы строительства Запорожской АЭС находятся в ряду наилучших мировых показателей .

Территория размещения ЗАЭС расположена на стыке двух крупных геоструктурных элементов : Украинского кристаллического массива и Причерноморской впадины . В геологическом строении района принимают участие интрузивные метаморфические породы докембрия, слагающие платформенный чехол . Установлено наличие складки , ось которой имеет северо-восточное направление с погружением на юго-запад и проходит по линии Никополь-Знаменка , где кристаллические  породы выходят на дневную поверхность . Участок ЗАЭС расположен на юго-восточном крыле этой складки . в неоген-четвертичное время регион Запорожской АЭС претерпел сложные пространственные и временные дифференцированные неотектонические движения земной коры . Территория региона находится в пределах Приднепровского блока на южном склоне Украинского щита , и , естественно , она испытывала тектонические движения прилегающей к ней с юга причерноморской впадины .В соответствии с картой сейсмического районирования Украины , территория площадки ЗАЭС находится в 5-бальной сейсмической зоне . В пределах региона очаги землетрясения отсутствуют , а ближайшие Крымская и Карпатская очаговые зоны расположены на расстоянии 300-900 км от ЗАЭС .Согласно расчётам , за так называемый амортизационный период (период прогноза , равный 100 годам) при средних условиях площадка ЗАЭС может быть подвергнута сейсмическому воздействию интенсивностью 5 баллов от Карпатского очага и 4 балла от Крымского . Максимальное расчетное землетрясение , возможное один раз в 10000 лет , оценивается в 6 баллов .

По карте разведанности подземных вод Украины район размещения Запорожской АЭС приурочен к зоне сочленения области трещинных вод Украины кристаллического массива и Причерноморского артезианского бассейна . Подземные воды водоносного комплекса палеогеновых отложений в районе размещения ЗАЭС развиты слабо . Водовмещающими породами являются пески мелкие и средней крупности и прослои песчаников различной мощности . Химический состав этого комплекса так же изменчивый . Воды имеют повышенную щелочность и минерализацию , и относятся к гидрокарбонатно-сульфатно-кальциево-магниевому типу с сухим остатком до 1 г/л . По величине биокарбонатной щелочности (0.9-1.4 мг/л) воды слабоагрессивны к металлическим конструкциям . Воды этого горизонта используют для хозяйственно-питьевого водоснабжения района .

Запорожская атомная  электростанция является крупнейшей атомной электростанцией в Европе и третьей по установленной мощности в мире. ЗАЭС  состоит из шести серийных энергоблоков с ядерными реакторами типа ВВЭР-1000, построенных индустриально-поточным методом . Все энергоблоки находятся в эксплуатации . В состав каждого энергоблока входит реакторное отделение и машинный зал. Между энергоблоками расположены резервные дизель - электрические станции , предназначенные для  организации аварийного резервного питания энергоблоков . В составе ЗАЭС предусмотрены общестанционные вспомогательные здания и сооружения , такие как : два спецкорпуса, лабораторно-бытовой и административно-бытовой корпуса , а также находящееся в стадии строительства хранилище твердых радиоактивных отходов . В спецкорпусах размещено оборудование спецводоочистки , санпропускники , мастерские и лабораторные помещения . Отдельно от территории промышленной площадки размещено открытое распределительное устройство . Охлаждение технической воды осуществляется с помощью брызгальных бассейнов и двух градирен. Для организации водообмена и восполнения потерь технической воды предусмотрен пруд-охладитель, площадью 8 км .

В силу своего географического положения регион Запорожской АЭС находится под воздействием воздушных масс , приходящих из Атлантики , Арктического бассейна или сформировавшихся над обширными континентальными территории Евразии . Для него характерен умеренно континентальный климат с засушливым лесом и малоснежной зимой . Средняя годовая температура воздуха в регионе Запорожской АЭС по данным многолетних наблюдений составляет +9.2 °С . Средняя температура наиболее холодного месяца (января) оценивается в       -4.4 °С , а наиболее жаркого (июля) - в +22.9 °С . Максимальная температура воздуха наблюдается в июле - августе и достигает в отдельные годы 38 - 41 °С . Самая низкая температура характерна для января и февраля , абсолютный минимум в регионе АЭС составляет -34 °С . Средняя суточная амплитуда колебаний температуры воздуха в тёплый период года (май-сентябрь) 11.3 - 12.1 °С , в холодный период (ноябрь - февраль) - 5.6 - 6.1 °С . Преобладающими в году являются ветры северо-восточного и восточного направлений . Максимальные среднемесячные значения скорости ветра составляют 4.5 - 4.8 м/с . Существенное влияние на климат , особенно в последние 30 лет , оказывает антропогенный фактор . После создания Каховского водохранилища значительно изменилось распределение атмосферных осадков в зоне влияния водоёма . Водохранилище так же оказывает термическое воздействие на прилегающую территорию , способствуя развитию дополнительных восходящих движений воздуха и имеет отепляющий эффект на протяжении большей части года . Температурный режим Каховского водохранилища определяется сезонными колебаниями . Заметное нагревание воды отмечается в апреле - мае , а самые высокие значения температуры воды наблюдаются , как правило , в июле . по данным многолетних наблюдений , среднемесячная температура воды в июле составляет +25.5 °С , причём максимумы в отдельные дни могут достигать 30 - 31 °С .

Разрабатываемая АЭУ принята как дополнительный энергоблок Запорожской АЭС .  

На всех энергоблоках Запорожской АЭС установлены водо-водяные реакторы , в которых обычная химически обессоленная вода служит одновременно и замедлителем нейтронов и теплоносителем , отводящим тепло выделяющееся при делении ядер урана в работающем реакторе . На всех энергоблоках применяется зонная загрузка топлива (с различным обогащением или выгоранием урана в зонах ) для выравнивания распределения энерговыделения . Замена выгоревших тепловыделяющих сборок производится на остановленном и разуплотненном реакторе. Графиком перегрузки предусматривается поочередный останов реакторов , причем обычно перегрузка выполняется в весенне-летний период , когда нагрузка энергосистемы минимальна .

В основу компоновки энергоблоков ВВЭР-1000 положен принцип модульной компоновки , то есть в каждом энергоблоке предусматриваются все системы , обеспечивающие радиационную и ядерную безопасность энергоблока , а так же аварийный останов , расхолаживание , отвод остаточных тепловыделений и комплекс необходимых послеаварийных мероприятий , независимо от работы остальных энергоблоков . Данные системы являются блочными и позволяют , в случае расширения АЭС аналогичными блоками , выполнить расширение с полной повторяемостью энергоблока . Все блочные системы сосредоточены в пределах энергоблока , состоящего из главного корпуса , реакторного и машинного отделений , систем надёжного техводоснабжения и других вспомогательных сооружений блочного назначения . Общестанционные системы , необходимые для обеспечения работы энергоблоков в режимах нормальных условий эксплуатации , выделены в отдельные сооружения АЭС , скомпонованные в соответствии с функциональными признаками систем . Габариты , взаимное расположение основных сооружений АЭС выполнены с учётом требований организации строительства в части создания необходимых условий для оптимизации технологии строительно-монтажных работ , схем механизации и транспорта при строительстве АЭС .      

  1.  ВЫБОР ТИПА И ПАРАМЕТРОВ АЭУ АЭС.

2.1.Тип АЭУ

Для разробатываемого энергоблока принимаем двухконтурную компоновку ядерной энергетической установки . Преимущество такой компоновки состоит в том , что произведено разделение радиоактивного первого контура и нерадиоактивного второго контура . Это разделение позволяет заключить оборудование первого контура в герметичную оболочку , которая предотвращает выход радиоактивных веществ в окружающую среду  при проектных авариях включая и МПА . В качестве теплоносителя выбирается вода высокой чистоты,  находящаяся под высоким давлением .  Эта же вода является одновременно и замедлителем нейтронов в активной зоне . Рабочим телом второго контура является вода - пар . Необходимо отметить, что к воде первого и второго контуров предъявляются особые требования по содержанию кислорода и других растворенных газов , а также солей и механических примесей . Для обеспечения  допустимых концентраций этих веществ в оборудовании энергоустановки предусмотрены специальные системы водоочистки .

Ядерная цепная реакция деления урана 235 в активной зоне ядерного реактора приводит  к выделению большого количества тепловой энергии , эта энергия передается теплоносителю при омывании  им тепловыделяющих сборок . Горячий теплоноситель поступает в парогенератор где передает свою энергию рабочему телу . В парогенераторе происходит выработка слабо перегретого пара . Этот пар подается на турбоустановку . В паровой турбине тепловая энергия пара , накопленная в виде высокой температуры и давления , преобразуется в механическую энергию вращения  ротора турбины , который жестко соединен  с ротором генератора электрической энергии. В генераторе электрической энергии происходит преобразование механической энергии вращения ротора в электрическую энергию заданного качества. Электроэнергия передается потребителю по линиям электропередачи и является конечным продуктом деятельности АЭС .  

Энергоблок состоит из реакторного отделения и машинного зала . Реакторное отделение предназначено для размещения ядерной паро-производящей установки и вспомогательного оборудования, обеспечивающего ее работу . Первый контур размещен в защитной оболочке - герметичной цилиндрической бетонной конструкции , облицованной изнутри  стальными листами . Оболочка диаметром 45 метров с куполом общей высотой 67 метров установлена на фундаментную не герметичную часть здания . В фундаментной части систем . Кроме того там расположен герметичный транспортный коридор , соединенный размещается оборудование систем безопасности , аварийного охлаждения зоны и других вспомогательных через транспортный шлюз с гермооболочкой , и герметичное помещение бака аварийного запаса концентрата борной кислоты . Вокруг гермооболочки расположена обстройка высотой 41.4 метра. В обстройке расположены блочный щит управления , оборудование систем безопасности , вентиляции и других систем .

Паропроводы и трубопроводы второго контура , турбоустановка , генератор  электрической энергии , деаэраторная этажерка  и другое оборудование второго контура расположены в машинном зале . Машинный зал - здание каркасного типа с габаритными размерами 127 на 57 метров и высотой 42 метра примыкает к реакторному отделению . Машинный зал имеет железнодорожный и автомобильный въезды .

Такая компоновка энергоблока является наиболее рациональной и отвечает требованием безопасности и эргономичности производства .

2.2.Тип и состав ППУ.

На энергоблоке установлена реакторная установка В-320 с водо-водянным энергетическая реактором типа ВВЭР-1000 .

В состав первого контура входят :

1) Ядерный реактор ;

) Парогенераторы ;

) Главные циркуляционные насосы ;

) Система компенсации давления ;

) Вспомогательные системы ;

) Трубопроводы , арматура , КИПиА .

Реактор ВВЭР -1000 корпусного типа на тепловых нейтронах с топливом из спеченной двуокиси урана малого обогащения , активная зона которого с внутрикорпусными устройствами  размещена в толстостенном металлическом корпусе . Наряду с механической системой регулирования применяются и выгорающие поглотители . Трубопроводы петель подсоединены  к входным и выходным  патрубкам ядерного реактора . Активная зона собирается из шестигранных  тепловыделяющих сборок , содержащих тепловыделяющие элементы  стержневого  типа с сердечником из двуокиси урана в виде таблеток , находящихся в оболочке из циркониевого сплава . В кассете ТВЭЛы размещены по треугольной схеме . Нижние цилиндрические части кассет входят в отверстия опорной плиты , а верхние - в дистанционирующую решетку . Для выравнивания энергораспределения применяется зонная загрузка топлива. Перегрузка топлива производится на остановленном и разуплотненном реакторе со снятым верхним блоком, в период годичного цикла перегрузки. Извлечение отработанных  кассет из реактора производится под водой специальной перегрузочной машиной с дистанционным управлением. Циркуляцию теплоносителя через активную зону ядерного реактора обеспечивают главные циркуляционные насосы . В составе данной ППУ предусмотрено четыре главных циркуляционных насоса , то есть принята четырех петлевая схема циркуляции теплоносителя .

Для компенсации температурных изменений объема теплоносителя , для создания и поддержания давления в первом контуре в заданном интервале , а также для ограничения изменений давления в аварийных и переходных режимах в состав ППУ вводится система компенсации давления . Компенсатор объема подключен к горячей нитке одной из петель главного циркуляционного контура как можно ближе к ядерному реактору .

Для повышения надежности работы паровпускных органов и повышения срока службы лопаточного аппарата турбины целесообразно введение некоторого , хотя бы незначительного начального перегрева пара . Хотя осуществление перегрева пара возможно и в горизонтальной конструкции парогенераторов, но для размещения пароперегревателя в паровом пространстве парогенератора более подходит вертикальный вариант конструкции, но необходимо отметить, что не следует конструировать вертикальные парогенераторы с нижней трубной доской , так как вывод продувочной воды неизбежно производится выше трубной доски . В результате на трубной доске скапливается железно-окисный шлам с возможностью глубокого упаривания воды парогенератора в этой области. Это приводит к резко повышенным  концентрациям примесей , в том числе хлоридов и щелочей , и к разрушению по этой причине трубок у мест вальцовки, что подтверждается опытом эксплуатации парогенераторов фирмы “Вестингауз”(США). Для пароперегревателя рекомендуется применять мартенситно-ферритную сталь марки ОХ14МФ, которая несклонна к коррозии под напряжением . В отношении общей коррозии она мало уступает аустенитной нержавеющей стали , и она по своей стоимости дешевле аустенитной стали . К преимуществам вертикального парогенератора необходимо отнести и то , что скорости по мере подъема пара остаются неизменными , высота парового объема может быть значительно увеличена , а следовательно размещение высоко эффективных сепарационных устройств облегчено . Важна возможность развития также и водяного объема парогенератора , в котором размещается поверхность нагрева , определяющая мощность парогенератора . К недостаткам применения перегретого пара можно отнести то , что для получения перегрева пара необходимо снизить давление в парогенераторе, а следовательно произойдет некоторое снижение коэффициента полезного действия энергоустановки .Таким образом в разрабатываемой АЭУ принят парогенератор слабо перегретого пара вертикального типа с многократной естественной циркуляцией с неявно выраженной экономайзерной зоной и отдельными пароперегревающими змеевиками .

В аварийных режимах работы  энергоблока, связанных с потерей теплоносителя для обеспечения безопасности энергоблока предусмотрены следующие системы :

1) Аварийного охлаждения активной зоны ( активная и пассивная части САОЗ) ;

) Защиты первого контура от повышения давления и аварийного парогазоудаления;

) Аварийного и планового расхолаживания активной зоны ;

) Аварийной питательной воды ;

) Аварийного снижения давления под гермооболочкой ;

) Защиты второго контура от повышения давления и локализации разрыва паропроводов.

Атомная электростанция удовлетворяет требованиям безопасности если ее радиационное воздействие на персонал , население и окружающую среду при нормальной эксплуатации и проектных авариях не приводит к превышению установленных доз облучения персонала и населения и нормативов по содержанию радиоактивных веществ в окружающей среде , а также ограничивают это воздействие при запроектных авариях . Пределы безопасной эксплуатации определяют допустимый уровень активности теплоносителя первого контура по количеству и величине дефектов ТВЭЛов . Они составляют один процент ТВЭЛов с дефектами типа газовой неплотности и 0,1 % ТВЭЛов  в которых имеет место прямой контакт ядерного топлива с теплоносителем .

Максимальными проектами пределами ядерной безопасности являются :

  1.  температура оболочек ТВЭЛов не более 500 С ;
  2.  локальная глубина определения оболочек ТВЭЛов не более 18% от первоначальной глубины стенки ;
  3.  доля прореагирововавшего циркония не более 10% от его массы в оболочках ТВЭЛов .

Безопасность атомной энергетической установки обеспечивается за счет последовательной реализации принципа глубоко эшелонированной защиты, основанного на применении системы барьеров и сохранению их эффективности .Система барьеров включает в себя :

1) Саму топливную матрицу ;

) Оболочку ТВЭЛ ;

) Герметичный первый контур ;

) Защитную гермооболочку .

2.3.Тип и состав ПТУ .

Для проектируемого энергоблока в качестве прототипной паротурбинной установки принимается турбоустановка с паровой турбиной типа К-1000-60/1500-2 . Выбрана ПТУ конденсационного типа , в состав которой входит турбина мощностью 900 МВт , конденсационная установка , регенеративная установка , сепаратор-пароперегреватель , трубопроводы и арматура .

Турбина - паровая , конденсационная , без регулируемых отборов пара , с промежуточной сепарацией и однократным одноступенчатым паровым промежуточным перегревом пара . Парораспределение турбины - дроссельного типа , осуществляется четырьмя регулирующими клапанами в части высокого давления , и четырьмя регулирующими клапанами в части низкого давления . При номинальной тепловой мощности ППУ 2870 МВт частота вращения ротора турбины 1500 оборотов в минуту . Турбина предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-1000-2У3 мощностью 1000 МВт, напряжением на клеммах 24 Кв. , монтируемого на общем фундаменте с турбиной .

Оборудование турбинного цеха размещают на двух уровнях:

наверху - турбина , генератор и возбудитель ;

внизу - конденсаторы , циркуляционные и конденсатные насосы , регенеративные подогреватели ;

Паротурбинная установка содержит в своем составе следующие системы :

1) Систему паропроводов свежего пара , предназначенную для подачи свежего пара от парогенератора к турбине ; сепарации и перегрева пара , предназначенную для осушки и перегрева пара после цилиндра высокого давления .

) Система промежуточной давления ;

) Кондесатно-питательную систему , предназначенную для обеспечения бесперебойного питания парогенераторов питательной водой необходимого качества ;

) Систему регенеративного подогрева , предназначенную для регенеративного подогрева конденсата и питательной воды паром из отборов главной турбины ;

) Систему химводоочистки и деаэрации , предназначенную для обеспечения водно-химического режима второго контура ;

  1.  Систему технического водоснабжения , предназначенную для обеспечения охлаждающей водой главных конденсаторов  турбоустановки и других теплообменников машинного зала и реакторного отделения .

Компоновка турбоагрегата и его конденсационной установки .

Паровая турбина и генератор электрической энергии жестко соединены между собой соединительной муфтой и находятся на едином сбалансированном валопроводе . Паровая турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат состоящий из одного двухпоточного цилиндра высокого давления и трех двухпоточных цилиндров низкого давления . Турбина имеет семь нерегулируемых отборов пара . Главный конденсатор трехсекционный , каждая секция однопоточная двухзаходная и подключена к одному цилиндру низкого давления.

                             Устройство промежуточной сепарации и перегрева пара .

В отличие от прототипной установки в разрабатываемой энергоустановке принят одноступенчатый перегрев пара , что дает  возможность значительно упростить конструкцию пароперегревающего узла , уменьшить его массогабаритные характеристики и как следствия этого получить значительную экономию материальных ресурсов и трудозатрат, а следовательно и уменьшить стоимость агрегата . Кроме того это позволит упростить эксплуатацию и ремонтное обслуживание агрегата . К недостатку одноступенчатого перегрева можно отнести некоторое уменьшение коэффициента полезного действия турбоустановки .

Сепаратор-пароперегреватель состоит из двух частей , конструктивно объединенных в единый цилиндрический вертикальный агрегат . Сепаратор расположен в нижней части и включает в себя шесть сепарационных пакетов , каждый из которых состоит из направляющих лопаток , жалюзи  вилообразного профиля и скрепляющих жалюзи . Отсепарированная вода стекает вниз в сепаратосборник ,  откуда забирается насосом сепарата и подается в деаэратор .

Пароперегреватель состоит  из : трубного пучка , опорной решетки и труб , подводящих греющий пар и отводящих конденсат . Греющим паром для пароперегревателя является острый пар поступающий от главного паропровода . Конденсат греющего пара забирается насосом и подается в линию питательной воды за последним подогревателем высокого давления .

От каждого парогенератора паропроводы выходя из реакторного отделения направляются к стопорно-регулирующим клапанам цилиндра высокого давления . На каждом паропроводе в пределах обстройки реакторного отделения устанавливается по одному быстродействующему запорно-отсечному клапану , кроме этого на каждом паропроводе установлено по одному невозвратному клапану . Также на паропроводах устанавливается импульсно-предохранительные клапана парогенераторов и быстродействующие редукционные  установки со сбросом пара в атмосферу . Все паропроводы объединены между собой главным паровым коллектором , к которому подключены быстродействующие редукционные  установки со сбросом пара  на собственные нужды и в конденсатор . Перед стопорно-регулирующим клапанами установлены главные паровые задвижки . Стопорно-регулирующие клапана являются сложными техническими устройствами , обеспечивающими регулирование расхода пара подаваемого на турбину . Управление этими клапанами осуществляется от электрогидравлической части системы регулирования автоматизированной системы управления турбоустановкой .

В состав кондинсатно-питательной системы входят :

1) Два каскада конденсатных насосов , предназначенных для откачки конденсата из конденсатосборников главных конденсаторов и прокачки его по конденсатному тракту в деаэратор.

) узел питательных насосов, предназначенных для откачки питательной воды из деаэратора и прокачки ее по тракту питательной воды  в парогенераторы .

) Механические фильтры , предназначенные для очистки питательной воды от механических примесей .

) Трубопроводы и арматура .

Регенеративная установка предназначена для подогрева основного конденсата и питательной воды паром , отбираемым из промежуточных ступеней турбины . Регенеративная установка включает в себя три подогревателя высокого давления и четыре подогревателей низкого давления . Кроме того , подогрев основного конденсата осуществляется и в деаэраторе .В предложенной установке , все подогреватели поверхностного типа . После главного конденсатора основной конденсат конденсатными насосами первого подъёма прокачивается через блочную обессоливающую установку (БОУ) - представляющую собой пять фильтров (один электромагнитный и четыре смешанного действия) . После (БОУ) основной конденсат конденсатными насосами второго подъёма прокачивается через четыре подогревателя низкого давления - ПНД-1 (три агрегата) , ПНД-2 (два агрегата) , ПНД-3 (один агрегат) и ПНД-4 (один агрегат) . Подогреватели ПНД-3 и ПНД-4 предусматриваются отключаемыми , подогреватели ПНД-1 и ПНД-2 - неотключаемые . Далее основной конденсат поступает в деаэратор (два агрегата) . После деаэратора основной конденсат становится питательной водой и турбопитательным насосом (ТПН) прокачивается через два подогревателя высокого давления - ПВД-6  и ПВД-7  . Подогреватели высокого давления (ПВД) рассчитаны для подогрева питательной воды после деаэратора в количестве , равном максимальному расходу пара на турбину . Подогреватели высокого давления двухсекционные поверхностного типа , по греющему пару и питательной воде подключены параллельно. Для предотвращения поступления пара в турбину обратным ходом при сбросах нагрузки все паропроводы отборов снабжены невозвратными клапанами . Слив конденсата греющего пара подогревателей низкого давления (дренажа) , производится следующим образом:

из ПВД-7 каскадно в ПВД-6 ;

из ПВД-6 каскадно в деаэратор ;

из ПНД-4 каскадно в ПНД-3 ;

из ПНД-3 дренажным насосом на выход нагреваемой среды ПНД-3 ;  

из ПНД-2 каскадно в ПНД-1 ;

из ПНД-1 дренажным насосом на выход нагреваемой среды ПНД-1 ;

Все подогреватели кроме ПНД-1 и ПНД-3 работают со встроенными охладителями дренажа .

Система водоочистки второго контура предназначена для удаления механических примесей , растворенных солей и газов из конденсата и питательной воды . Основными элементами системы водоочистки являются блочная обессоливающая установка и деаэрационная установка. Деаэратор смесительного типа с давлением насыщения 0.7 МПа предназначен для удаления из конденсата растворенных в нем газов , кроме этого он выполняет функции подогревателя смесительного типа . В состав  деаэрационной установки входят два деаэратора .

Для проектируемого энергоблока принята оборотная система технического водоснабжения . Охлаждающая вода поступает по подводящему каналу , откуда забирается насосами блочной насосной станции и прокачивается ими через главные конденсаторы турбоустановки и другие теплообменники машинного зала . После этого техническая вода сбрасывается в отводной канал и затем охлаждается с помощью брызгальных бассейнов и градирен башенного типа.

2.4. АСУ ТП энэргоблока.

АСУ ТП энергоблока с реактором ВВЭР-1000 предназначена для :

  1.  автоматического регулирования мощности ЯР , турбоустановки и внутриблочных технологических параметров при работе блока как в базовом режиме, так и по заданному диспетчерскому графику ;
  2.  автоматического регулирования и дискретного управления при пуске блока из холодного состояния , насыщенного и горячего, плавного останова блока с расхолаживанием или без него , изменения состава оборудования, находящегося в ремонте ;
  3.  автоматического снижения мощности ЭБ или его останова при возникновении аварийных ситуаций на блоке или в энергосистеме ;
  4.  автоматического выполнения защитных операций в пределах уставок или отдельных агрегатов ;
  5.  включения или автоматической работы системы безопасности ;
  6.  автоматического сбора информации о параметрах и состоянии технологического оборудования и представлении её операторам в удобном для них виде ;
  7.  автоматической регистрации текущих аварийных событий (последние регистрируются в течение некоторого промежутка времени до и после событий) ;
  8.  автоматической диагностики как некоторых технических средств АСУ ТП , так и выполнение отдельных функций , например , автоматическое опробование защит .

В состав АСУ ТП энергоблока с ВВЭР-1000 входят следующие структурные     системы (рис   ):

1. Системы управления и защиты реактора (СУЗ) .

. Система внутриреакторного контроля (СВРК) .

. Аппаратура контроля нейтронного потока (АКНП) .

. Аппаратура контроля герметичности ТВЕЛов .

. Централизованная информационно-вычислительная  система  радиационного контроля (АКРБ) .

  1.  Информационно-вычислительная  и управляющая система в комплекте с унифицированным  комплексом технических средств (УКТС) и устройства логического управления (ФГУ) .
  2.  Система контроля технологических параметров турбогенератора .
  3.  Автоматизированная система управления турбиной (АСУТ-1000).
  4.  Система автоматического регулирования на базе аппаратуры

“Каскад-2”.

Описание схемы СУЗ реактора .

Электрооборудование СУЗ реактора ВВЭР-1000 включает в себя следующие функциональные системы :

  1.  аварийной и предупредительной защиты ;
  2.  группового и индивидуального управления ;
  3.  автоматического регулирования мощности ;
  4.  контроль положения органов регулирования ;
  5.  электропитания электрооборудования СУЗ ;
  6.  силового управления приводами СУЗ .

Система АЗ реактора (рис.  ) предназначена для защиты активной зоны от недоступных отклонений основных параметров путём своевременного прекращения или замедления цепной реакции. Система аварийной защиты включает в себя АЗ , ПЗ-1 , ПЗ-2 родов . Аварийные сигналы АЗ вызывают падение всех ОР под действием собственного веса до крайнего нижнего положения . Время падения ОР от 1,5 до 4 с .

Сигналы предупредительной защиты  1 рода (ПЗ-1) вызывают поочерёдное движение всех групп вниз (в порядке уменьшения их номеров ) с рабочей скоростью 20м/с . Движение ОР прекращается при исчезновении сигнала , вызывающего ПЗ-1 .

Сигналы предупредительной защиты 2 рода (ПЗ-2) запрещают движение ОР вверх до снятия сигнала ПЗ-2 .

В систему управления защиты входят 2 одинаковых комплекта аппаратуры аварийной  защиты .

В каждый комплект аппаратуры АЗ входные сигналы поступают от трёх каналов датчиков аварийных сигналов поканально в шкафы УКТС , где они обрабатываются . В УКТС  в качестве основного блока используются аналого-дискретные преобразователи (АДП) , где задаются уставки  срабатывания технологических защит реактора . Дискретный сигнал в виде напряжения определяет режим работы блока гальванической развязки (БГР) . С БГР сигналы выдаются на панель формирования сигналов (ПФС) контактами реле , размыкающимися при аварийной ситуации .

Панели ПФС-2 , ПФС-3 предназначены для логической обработки сигналов АЗ и ПЗ по мажоритарному принципу “2 из 3” .

Панель ПФС состоит из устройства формирования сигналов (УФС) . В состав УФС входят:

  1.  БМ-блок мажоритирования (предназначен для мажоритирования входных сигналов) ;
  2.  БПЗ-блок питания ;
  3.  БГИ-блок генератора импульсов (для формирования импульсов прямоугольной формы, поступающих для питания реле панелей ПАК) ;
  4.  БВВ-блок выдержки времени (для формирования выдержки времени от 1,5 до 30 с) ;
  5.  БКС-блок контроля и сигнализации (для визуальной световой сигнализации состояния аппаратуры АЗ (ПЗ) и формирования сигналов неисправности для схемы сигнализации СУЗ) ;
  6.  БУВ-блок усиления выходных сигналов (для усиления импульсных сигналов , поступающих с блоков БМ или БВВ , преобразования их в постоянный ток) .

Панель аварийных команд (ПАК) служит для формирования по сигналам панелей ПФС-3 соответствующих команд в систему группового индивидуального управления ОР, в систему электропитания э/о СУЗ и других систем .

ПАК состоит из блоков :

  1.  БВР-блок выходной релейный ;
  2.  БРР-блок релейный размножения ;
  3.  БВБ-блок выходной блокировочный .

Панель сигнализации первопричины (ПСП) предназначена для формирования и фиксации сигналов (без выдержки и с выдержкой времени) первопричины срабатывания аварийной и предупредительной защиты .

Панель шунтирования сигналов (ПШС) предназначена для формирования сигналов без выдержки и с выдержкой времени , которыми шунтируются входные сигналы панелей ПФС-3 .

Для формирования обобщённого сигнала неисправности э/о щита СУЗ служит панель ПКН (панель контроля неисправности) .

Устройство разгрузки и ограничения мощности (РОМ) предназначено для ограничения по максимуму тепловой мощности реактора на уровне устанавливаемом автоматически в зависимости от числа включеных ГЦН , ТПН , положения СК турбины, частоты сети , питающий ГЦН .

Устройство РОМ формирует сигнал тепловой мощности ЯР , являющийся корректирующим сигналом для автоматического регулирования мощности регулятором АРМ .

Автоматический регулятор мощности (АРМ) является составной частью системы регулирования мощности блока совместно с устройствами ЭГСР, РОМ и предназначен для поддержания мощности реактора в соответствии с мощностью турбогенератора,  стабилизации мощности реактора на заданном уровне .

АРМ  имеет два режима работы :

  1.  РРН-режим регулирования реактора по нейтронной мощности ;
  2.  РРТ-режим регулирования ЯР по теплотехническому параметру .

Панель группового управления  (ПГУ) предназначена для организации жёсткой последовательности перемещения  ОР , собранных в фиксированные группы при ручном управлении , по сигналам автоматического регулятора и по сигналам ПЗ .

Панель контроля и управления (ПКУ) предназначена для размещения аппаратуры управления и формирования сигналов положения 4-х ОР .

Панель силового управления (ПСУ) служит для размещения аппаратуры управления  двумя приводами ОР .

В качестве  привода ОР  используется шаговый электромагнит (ШЭМ) . На реакторе установлен 61 регулирующий орган . РО разбиты на 10 групп .

Электропитание э/о СУЗ размещено на панелях питания (ПП) . Панель питания ПП25 предназначена для размещения э/о ввода переменного тока  380 В , 50 Гц , организации АВР между вводами и электропитания панелей ПКУ и ПП30 .

Панель ПП26 предназначена для размещения э/о комутации силового напряжения переменного тока (220 В, 50 Гц) .

Панель ПП27 предназначена для размещения э/о ввода постоянного тока  от АБ и зарядноподзазядного устройства , распределения электроэнергии между потребителями .

Панель ПП28 предназначена для размещения э/о ввода силового напряжения переменного тока для питания  приводов ОР , организации АВР между двумя вводами и обесточивания всех приводов ОР при сигнале АЗ .

Панель ПП29 предназначена для размещения  э/о комутации силового напряжения постоянного тока для питания приводов ОР .

Панель ПП30-1 предназначена для размещения э/о преобразования трёхфазного напряжения переменного тока 380 В , 50 Гц в постоянный ток напряжением 220 В и 24 В.

Панель ПП30-2 служит для размещения э/о преобразования трёхфазного напряжения переменного тока 380 В, 50 Гц в постоянный ток напряжением 220 В.

Панель ПП31 предназначена для размещения э/о обесточивания всех приводов ОР при сигналах АЗ.

Ускоренная разгрузка блока (УРБ) предназначена для повышения устойчивости работы энергоблока и обеспечения щадящих режимов работы оборудования при непредусмотренных отключениях оборудования путём ускоренного снижения мощности на реакторе и турбогенераторе. Ускоренная разгрузка осуществляется путём сброса одной группы ОР в а.з. с одновременной коррекцией уровня разгрузки ЯР устройством РОМ. УРБ сбрасывает одну  группу ОР при условии, что мощность реактора более 75% номи-нальной мощности. В противном случае разгрузка ЯР осуществляется только устройством РОМ.

Система внутриреакторного контроля (СВРК).

СВРК предназначена для получения информации и осуществления централизованного контроля ядерно-физических (распределения плотности нейтроннго потока по радиусу и высоте активной зоны ) и теплофизических (температуры теплоносителя в отдельных частях АЗ ЯР) параметров, характеризующих состояние АЗ ЯР. Состоит из двух основных частей :

  1.  первичных приборов ВРК, к которым относятся нейтронные преобразователи и измерители температуры ( КНИ, ТП, линии связи );               
  2.  вторичной части состоящей из электронной аппаратуры.

СВРК выполняет следующие функции :

  1.  сбор информации от датчиков аналоговых и дискретных сигналов;
  2.  нормирование сигналов;
  3.  преобразование измеряемых сигналов в цифровой код;
  4.  запоминание информации;
  5.  арифметическую и логическую обработку информации;
  6.  регистрацию на бумажной ленте и перфоленте;
  7.  ввод информации с перфоленты;
  8.  обмен информацией с ЭВМ;
  9.  преобразование буквенно-цифровой и графической информации на УОИ и на цифровых индикаторах.

Аппаратура контроля нейтронного потока (АКНП).

АКНП предназначена для контроля нейтронной мощности и периода ЯР во всех режимах его работы по значению плотности нейтронного потока и скорости его изменения.Комлекс формирует сигналы привышения заданных значения периода и мощности, выдаёт сигналы в СУЗ ЯР, осуществляет обработку, регистрацию и предоставление информации оператору и на ЭВМ. Комплекс АКНП состоит из трёх систем, которые функционально автономны в эксплуатации :

  1.  система АКНП для СУЗ ЯР (2 комплекта);
  2.  система АКНП при перегрузке топлива (СКП);
  3.  система АКНП для РЩУ.

Диапазон контроля нейтронной мощности разбит на три поддиапазона :

  1.  ДИ-диапазон источника (10 -7-10-1% номинальной мощности);
  2.  ДП-диапазон промежуточный (10 -3-100% ном. мощности);
  3.  ДЭ-диапазон энергетический (0,1-120% ном. мощности).

Контроль нейтронного потока осуществляется от уровня 10-7 до 120% ном. мощности

При работе ЯР в энергетическом режиме ионизационные камеры диапазонов ДИ, ДП при помощи механизма перемещения (МП) выводятся из зоны максимального нейтронного потока.

Аппаратура контроля герметичности ТВЭЛ.

Аппаратура контроля герметичности ТВЭЛ осуществляет контроль отобранных вручную проб т/н - аппаратура изотопного анализа пробы воды реакторов ВВЭР.

Аппаратура контроля герметичности ТВ.

АКРБ предназначена для контроля за радиационной обстановкой на АЭС. Она состоит из подсистем контроля :

  1.  объемной активности жидкостей, газов и аэрозолей;
  2.  плотности потока тепловых нейтронов и гамма-излучения.

Система контроля технологических параметров турбоустановки.

Установка централизованного контроля технологических параметров турбогенера-торов педназначена для циклического измерения, сигнализации отклонения от нормы и регистрации текущих значений технологических параметров турбогенератора.

Информационно-вычислительная и управляющая система.

Информационно-вычислительная и управляющая система в комплекте с унифициро-ванным комплексом технических средств (УКТС) и устройством логического управления (ФГУ) является составной частью АСУ ТП АЭС.Она состоит из:

  1.  четырёх специализированных вычислительных комплексов СМ-2М;
  2.  трех комплексов связи  с обьектом КСО М-64;
  3.  6-и комплексов связи с оперативным персоналом РМОТ-О2.

Унифицированный комплекс технических средств (УКТС).

УКТС обеспечивает прием команд от оператора или автоматических устройств более высокого уровня, их обработку и выдачу команд на исполнительные органы, а так же прием информации о положении ОУ и выдачу этой информации в другие подсистемы АСУ ТП.

УКТС реализует следующие функции дискретного управления : дистанционное управление, технологические защиты и блокировки, технологическую сигнализацию.

Система автоматического регулирования (САР).

Система автоматического регулирования (САР) на базе аппаратуры “КАСКАД-2” выполнена на микро-электронной базе в приборном исполнении. В качестве основных источников информации использованы первичные преобразователи типа “САПФИР-22” с тензочувствительными элементами.

В предлагаемой структурной схеме САУ АЭУ рассмотрены основные регуляторы машинного зала и реакторной установки.

Регулятор давления в первом контуре УРС01, УРС05 и разности температур в КД и в горячих нитках петель в режимах разогрева и расхолаживания УРС04. Предназначен для поддержания заданного давления над активной зоной во всех эксплуатационных режимах и разности температур в КД и в гарячих нитках петель в режимах разогрева и расхолаживания (разность температур равна 55С).

Регулятор давления пара в ПГ БРУ-А и скорости аварийного расхолаживания первого контура предназначен для поддержания заданного значения давления во втором контуре при аварийной ситуации путём сброса избытка пара в атмосферу и для аварийного расхолаживания блока со скоростью 30 С в час и 60 С в час.

Регуляторы уровня в КД УРС02 (штатный) и УРС03 (пусковой) предназначены для поддержания заданного уровня в КД во всех режимах. УРС02 поддерживает уровень по программе зависимости от температуры т/н .

Регулятор БРУ-К служит для предотвращения повышения давления пара в ГПК за допустимые пределы путем сброса пара в ГК, поддержания номинального или промежуточного давления в ГПК в режимах пуска блока, для разогрева и расхолаживания блока с заданной скоростью в режиме пуска и останова.

Регулятор производительности ТПН предназначен для поддержания заданного перепада на основных клапанах питания ПГ в соответствии с нагрузкой блока.

Основные регуляторы питания служат для поддержания заданного значения уровня в ПГ в диапазоне нагрузок 30-100% ном. мощности. Пуско-остановочные регуляторы пита-ния предназначены для поддержания уровня воды в ПГ в режимах пуска и останова блока при нагузках меньших нижней границы регулирования регулируемого диапазона основных регуляторов питания.

Автоматическая система управления турбиной типа К-1000-60/1500.

АСУТ-1000 предназначена для управления технологическим процессом на АЭС и представляет собой програмно-аппаратурный комплекс, реализованный на базе микро-ЭВМ.

Система выполняет следующие функции :

  1.  управление оборудованием функциональных групп ТУ. Система ФГУ осуществляет дискретное управление ИМ, аппаратурой и регуляторами ФГ в стационарном и переходных режимах работы АЭУ путём выдачи команд автоматического управления, защит и блокировок на нижнюю ступень иерархии управления (панели УКТС), обеспе-чивающую их реализацию;
  2.  выдачу информации о работе турбоагрегата в смежные системы и УВС, осуществле- ние приёма от них необходимой информации, индикации параметров на БЩУ и контрольно-диагностические функции электронного оборудования и датчиков АСУТ.

АСУТ состоит из основной (базовой) стойки управления вычислительного комплекса (УВК). Она предназначена для реализации задач ФГУ и электрогидравлического регулирования.

В АСУТ используется 6 стоек УВК для системы ФГУ и одна для ЭГСР.

УВК обеспечивает приём 228-ми дискретных и 40 аналоговых сигналов, выдачу 120 дискретных команд, одного нормированного аналогового сигнала.

УВК имеет в своём составе :

  1.  цифровой вычислительный комплекс (ЦВК), состоящий из МЭВМ “Электроника С5-21М”, ОЗУ “Электроника СМ-21М” и перепрограмируемых ПЗУ “Электроника С5-2105”;
  2.  блок сигнализации и мажоритирования (БСМ) с коммутатором ввода-вывода (КВВ) и каналам прямого доступа (КДП) к запоминающему устройству (ЗУ);
  3.  согласующее устройство дискретных сигналов (СУДС);
  4.  согласующее устройство аналоговых сигналов (СУАС);
  5.  панель РР (регламентных работ);
  6.  панельРУ (управление режимами);
  7.  блок вентиляторов (БВ).

Микро-ЭВМ “Электроника С5-21М” обеспечивает :

  1.  опрос датчиков через согласующие и преобразующие устройства, их фильтрацию и усреднение;
  2.  решение задач управления и регулирования;
  3.  выдачу команд на исполнительные устройства через преобразователи;
  4.  контроль неисправности аппаратуры УВК, СУ ЭГСР, датчиков;
  5.  формирование массивов датчиков в ИРКС.

Все три канала МЭВМ работают синхронно по одинаковым програмам. Синхрониза-цию работы определяет БСМ. КВВ предназначен для подключения к вводам-выводам устройств сигнализации и мажоритирования, согласующих устройств и КПДП.

В  УВК  используются 8-ми разрядный регистр прерывания МЭВМ на один из разрядов которого поступает сигнал прерывания от 16-разрядного регистра прерывания БСМ.

В регистр прерывания поступает информация, требующая оперативной обработки : неисправности систем электропитания, результатов динамического контроля информации на магистралях в каждом цикле обмена (адрес, данные, управляющие сигналы), сигналов внешних прерываний (состояние выключателя генератора, внутристоечных тактовых счётчиков и т.д.).

УВК связан с ОУ панели АСУТ БЩУ и другими УВК, датчиками, и через УЛУ 1-го уровня с ИМ турбогенератора.

УВК ЭГСР дополнительно связан с аппаратурой СУЗ : АРМ, синхронизатором, станционной автоматикой, ТЗ-ми, Энергосистемой ПА, и через стойку СУ ЭГСР, УВК ЭГСР связан с датчиками ЭГСП, датчиками угловой скорости, трансформаторами тока и напряжения, ЭГСП.

ЭГСП построен по двухконтурной схеме и состоит из серовоматоров (СМ), отсечных золотников (ОЗ) и выходных суммирующих усилителей (ВСУ), расположеных в стойках СУ ЭГСР.

Стойка СУ ЭГСР содержит следующие тракты :

  1.  формирования управляющих сигналов на ЭГП;
  2.  измерения и преобразования в двоичный код активной мощности (ПАМ);
  3.  измерения и преобразования в 13-разрядный двоичный код частоты вращения ротора (ПЧК);
  4.  цифровые преобразователи - 42шт.;
  5.  формирования сигналов на МУТ;
  6.  индикации на панели АСУТ БЩУ параметров турбины и програмных уставок.

При сбросе нагрузки с отключением выключателя генератора от сети с целью оперативной реакции системы регулирования по защите турбогенератора сигнал состояния выключателя генератора подается на регистр прерываний БСМ, что обеспечивает с задержкой не более 0,5-1 мс подачу на ЭГП по команде УКВ сигнала 1 А через устройство ФС.

Через 1,5 с сигнал 1 А снимается, и вывод скорости вращения ротора на номинальный уровень приводится путем формирования регулирующего сигнала на ВСУ.

Импульсная разгрузка от ПА реализуется програмно-аппаратными средствами ЭГСР. Передний фронт сигнала на разгрузку и его длительность формируется в устройстве ФС, а задний фронт в УВК.

Выравнивание давления масла в линии управления клапанами ЭГСР для безударного переключения с ЭГСР на ГСР путем подачи команд управления на МУТ через регистр. ГР выполняет регулятор соотношения давления (РСД), реализованный на програмном уровне.

Включение ОЗ и СМ в структуру ГСР либо ЭГСР производится с помощью переключающего устройства (ПУ). Управление ПУ усуществляется ключём с БЩУ. При невозможности ДУ ПУ осуществляется переключение по месту, воздействием на бойки.

Между линиями управления ЭГСР и ГСР установлен предохранительный клапан, выполняющий роль гидравлической блокировки - гидравлический ограничитель темпа и скачка. Клапан вступает в работу при превышении на 20% давления масла в линии управления ЭГСР по отношению к величине давления в линии управления ГСР и ограничивает максимально возможный наброс мощности в случае отказа ЭГСР величиной в 200мвт.

Беззолотниковая система защиты от разгона предназначена для мгновенного закрытия СРК и заслонок промперегрева турбины при превышении частоты вращения ротора сверх номинальной на 10-12% по факту срабатывания автомата безопасности, при воздействии на ключ аварийного останова турбины с БЩУ или “выбиваний” защитных устройств по месту.

К линии управления ГСР также подключён ЭГП блока релейной форсировки (БРФ), вступающего в работу по факту отключения ВНВ.

Режимы работы ЭГСР:

1.Режим разворота предназначенный для реализации толчка турбины с выходом на промежуточную частоту вращения 600об/мин, выдержки на промежуточной частоте, перехода на номинальную частоту вращения fном с постоянным ускорением 3об/мин/с.

Перед толчком турбины ЭГСР рассчитывает величину требуемой тепловой мощности реактора. Заданное значение тепловой мощности вычисляется в ЭГСР по температуре поверхности фланца горизонтального разъёма наружного корпуса ЦВД и индицируется на дисплее УВС.

Перед толчком турбины оператором реактора устанавливается в ручную тепловая мощность ЯР в соответствии с заданием ЭГСР. АРМ-5С включен в режим стабилизации нейтронной мощности реактора “Н”.

2.Режим регулирования мощности (РМ) предназначен для :

  1.  поддержания совместно с АРМ-5С величины мощности энергоблока на уровне , задаваемом оператором или энергосистемной автоматикой;
  2.  планового изменения мощности блока со скоростью 40МВт/мин в диапазоне нагрузок 0-70МВт и 10МВт/мин в диапазоне 70-1000 МВт.

Предусмотрена возможность изменять мощность с ПНУ.

  1.  быстрого изменения мощности по сигналам энергосистемной автоматики на величину +/-5% со скоростью 10МВт/сек;
  2.  первоначального нагружения турбины при включении генератора в сеть.

Режим РМ включается автоматически только при работе АРМ в режимах “Т” и “К”, а также при начальном нагружении турбины при пуске после включения генератора в сеть, когда регулирование давления осуществляется регуляторами БРУ-К .

Режим регулирования давления пара перед турбиной (РД-1) предназначен для поддержания заданного уровня давления пара и таким образом , приведения нагрузки турбины в соответствие с тепловой мощностью ЯР. Уставка по давлению формируется по величине текущего давления в момент включения режима. При работе ЭГСР в режиме РД-1 реализуется базовый режим работы энергоблока .

Автоматический режим РД-1 включается когда нагрузка турбины должна приводиться в соответствие с нагрузкой реактора , а именно :

  1.  при работе АРМ в режиме “Н”
  2.  при отключении АРМ ;
  3.  при поступлении сигналов ПЗ-1, в том числе при разгрузке реактора РОМ-2 в случаях отключения ГЦН, ТПН.

Во избежание одновременного регулирования давления регуляторами мощности ЯР и ПТ или регуляторами мощности ПТ и БРУ-К режим РД-1 запрещается при работе АРМ в режиме “Т”, “К”, “С” и при работающем БРУ-К.

Режим поддержания давления пара с пониженной уставкой РД-2 предназначен для предотвращения падения давления пара ниже заданного предела . Величина уставки изменяется с ПНУ . При уменьшении давления пара перед турбиной до 57кгс/см в ЭГСР автоматически включается режим регулирования давления и отключается предыдущий режим . ЭГСР поддерживает заданное пониженное значение давления пара воздействуя на РК турбины.

Если АРМ включен в режим “Т” или “К” и имеется оперативный запас реактивности , в следствие работы АРМ происходит нагружение реактора .

При этом давление пара увеличивается и при достижении 60кгс/см режим РД-2 отключается.

При достижении нагрузкой турбины нижней границы регулировочного диапазона воздействие ЭГСР на закрытие РК в режиме РД-2 блокируется. Необходимо увеличить мощность реактора . Если это невозможно сделать, то турбина отключается защитами (Рп=52 кгс/см).

Режим регулирования давления и мощности предназначен, как и режим РМ, для регулирования мощности турбины и совместно с АРМ мощности ЭБ в стационарном режиме, а также при плановых и внеплановых изменениях мощности. В режиме РДМ ЭГСР реализует пропорционально-интегральное регулирование суммы разбалансов между заданной и фактической мощностью энергоблока и между текущим и заданным давлением пара перед турбиной. В этом режиме ЭГСР выполняет ф-ии регулирования электрической мощности блока, а приведение давления пара к заданному значению осуществляет АРМ.

Включение режима РДМ ЭГСР производится вручную кнопкой ячейки “РДМ”.

Режим регулирования частоты предназначен для участия энергоблока в поддержании частоты энергосистемы путем изменения мощности турбины в соответствии со статической характеристикой “Частота-мощность”. Соотношение между изменением частоты и изменением мощности определяется коэффициентом статизма режима РЧ, который изменяется в пределах 2,5-10 % и задается с ПНУ. Во всех эксплуатационных режимах ЭГСР осуществляет первичное регулирование частоты.

Различают три разновидности режима РЧ:

  1.  с зоной нечувствительности по частоте;
  2.  без зоны нечувствительности ;
  3.  с обратной связью по условной мощности ( по положению сервомоторов РК).

Наличие зоны нечувствительности по частоте обеспечивает автоматическое включение РЧ при отклонении частоты сети за пределы зоны. Опорная частота (50 Гц), относительно которой формируется зона нечувствительности, и её величина задаются с ПНУ. Автоматическое включение режима РЧ осуществляется при отклонении частоты сети на (+) 15 об.мин  и на (-) 36 об.мин. Работа ЭГСР в режиме РЧ без зоны нечувствительности производится при ручном включении режима. В этом случае опорной частотой, при отклонении от которой происходит изменение мощности турбины, является частота сети в момент включения режима.

Режим сброса нагрузки предназначен для защиты турбины от заброса оборотов при отключении генератора от сети. При отключении выключателя генератора ЭГСР формирует на ЭГП форсирующий сигнал обеспечивающий максимально быстрое закрытие РК и регулирующих заслонок промперегрева.

Режим работы при поступлении сигналов противоаварийной автоматики (ПА):

  1.  ПА импульсная ;
  2.  ПА импульсная с длительным ограничением нагрузки;
  3.  ПА длительная.

При поступлении “ПА импульсная” - производится подача в ЭГП форсирующего сигнала 1 А на закрытие РК и заслонок промперегрева с последующим снятием сигнала ПА и формированием сигнала на открытие заслонок промперегрева для избежания наброса мощности ЭБ за счет энергии пара, аккумулированного в СПП.

ЭС автоматика формирует три команды ПА, определяющих величину импульсной разгрузки турбины на 10-20%, 40-50% или 90-100% ном. мощности.

При поступлении “ПА длительная”, ЭГСР производит снижение мощности турбины на величину определяемую этим сигналом (20, 30, 40, 50% ном.мощности) от уровня текущей мощности. При этом загорается табло сигнализации “Турбина на ограничении”.

Скорость снижения мощности при “ПА длительная”- максимальная, но не приводящая к закрытию регулирующих заслонок промперегрева (200мвт/с). Разгрузка ЯР производится со скоростью 1%/мин.

При поступлении “ПА импульсная с длительным ограничением нагрузки” разгрузка турбины производится как при “ПА импульсная”, а разгрузка реактора как при “ПА длительная”.

Режим работы ЭГСР при срабатывании технологических защит.

При поступлении сигнала от ТЗ ЭГСР снижает мощность турбины со скоростью 7МВт/с при Ргпк Ј 65 кгс/см и со скоростью 3.5 МВт/с при Ргпк  65 кгс/см до момента снятия сигнала от ТЗ.

Снижение нагрузки при поступлении ТЗ производится в случаях :

  1.  принагрузке турбины  50% ном. мощности и отключении одного работающего КН первого или второго подъёма и невключении резервного от АВР с выдержкой времени 30 с
  2.  при плановой мощности  65% ном. мощности и отключении одного из трёх циркуляционный насосов;
  3.  при нагрузке турбины  50% ном. мощности и при отключении работающего насоса слива сепарата.

Режим опробования РК, включается при работе ЭГСР в режиме ўўразворотўў, при условии, что частота менее 300 об/мин.

На систему АСУТ подключены следующие регуляторы:

1. Регулятор уровня в КД - УРС 02 (штатный) и УРС 03 (пусковой).

Предназначен для поддержания заданного уровня в КД во всех режимах работы.  УРС 02 поддерживает уровень по програме в зависимости от температуры т/н.

2. Регуляторы БРУ-К.

Регуляторы расположены в стойке АСУТ И 232.

Предназначен для:

  1.  ограничения величины РН в ГПК при сбросах электрической и паровой нагрузки турбогенератора;
  2.  регулирование РН  в ГПК при пуске и начальном нагружении турбины;
  3.  регулирование скорости разогрева и расхолаживания.

Регулятор воздействует на клапаны БРУ-К РС 11  01, РС 11  02, РС 12  01, РС 12  02 и задвижку РС 20  01 подачи конденсата на впрыск в пароприёмные устройства.

Режимы работы:

  1.  пуско-остановочный;
  2.  стерегущий.

Выбор режима работы БРУ-К производится автоматически по состоянию стопорных клапанов турбины и выключателей генератора КАГ-24 и ВНВ-750.

Режим работы БРУ-К индицируется на панели управления И-210.

При включении режима “Работа 1” в регуляторе запоминается величина РН в ГПК и в дальнейшем регулятор поддерживает давление на заданном уровне с неравномерностью 0,04 кгс/см/%.

Обратная связь по положению соответствующего клапана обеспечивает устройство совместной работы 4 регуляторов и синхронного положения клапанов БРУ-К.

Заданная скорость разогрева составляет - 20 С/час, скорость расхолаживания - 15С/час (“Расхолаживание 1”) или 30С/час(“Расхолаживание 2”).

Разогрев прекращается автоматически при достижении РН=64 кгс/см в ГПК.

В стерегущем режиме “Работа 2” клапаны БРУ-К нормально закрыты и введён запрет на их открытие. Запрет снимается в случаях:

  1.  при поступлении из ЭГСР турбины сигнала о сбросе нагрузки;
  2.  при повышении РН до 68кгс/см.

В регуляторе БРУ-К осуществляется технологический запрет открытия и принудительное закрытие в случаях:

  1.  срабатывание защит со срывом вакуума в конденсаторе;
  2.  при повышении Т до 100С в любом из пароприемных устройств.

В регуляторе используются троированые датчики РН в ГПК, РН в конденсаторе, заданой мощности ЭГСР.

3. Регулятор БРУ-СН.

Предназначен для управления узлом подачи пара в коллектор собственных нужд (СН) на СН блока.

Режимы работы регулятора:

  1.  автоматическое управление;
  2.  стерегущий режим с запретом открытия БРУ-СН.

Запрет открытия снимается при:

  1.  отключения одного из ТПН;
  2.  закрытия стопорных клапанов турбины;
  3.  отключения любого из ГЦН;
  4.  снижения РП в КСН до 8,5 кгс/см.

Регулятор автоматически отключается при отказе стойки УВК ФГ “Прогрев”.

4. Регулятор питания ПГ.

Предназначен для поддержания на всех режимах работы ЭБ, уровня в ПГ в соответствии с тепловой мощностью ЯР. Имеет два вида регуляторов:

  1.  пуско-остановочный;
  2.  основной.

Пуско-остановочный осуществляет поддержание уровня в ПГ, в режиме пуска и останова блока, при отказах и отключениях основного.

На регулятор питания ПГ приходят сигналы:

  1.  уровня и расхода через ПГ (по 4 сигнала);
  2.  темтературный напор в ПГ (4 сигнала);
  3.  давление в СРК и ГПК;
  4.  расход 1 и 2 ТПН;
  5.  температура питательной воды 1 и 2 нитки;
  6.  положение РК.

Пусковая способность П-ОРПП 500-600 т/час. При включеном ПО регуляторе вначале балансируется на текущее значение уровня в ПГ , затем задание по уровню заменяется со скоростью 0,1 см/сек до номинального значения. При увеличении расхода пара более 300 м/час и включение основного регулятора, пуско-остановочный переводится в стерегущий режим.

5. Регулятор производительности ТПН.

Осуществляет управление нагрузкой ТПН при тепловой мощности ПГ в диапазоне 10-100% ОНОМ.

Регулятор реализует следующие режимы:

  1.  минимального дросселирования на РПК;
  2.  поддержание перепада РП на РПК;
  3.  организует максимальный расход;
  4.  режим потери питания основных РПК.

В режиме ограничения максимального расхода реглятор поддерживает расход питательной воды за ТПН на уровне 4300-4500 м/час. Регулятор включается автоматически безударо, при расходе питательной воды до 3900 м/час.

При включении режима максимального расхода, расчет по программе поддержания перепада РП на РПК минимальный, дросселирование продолжается, но при этом выдача комманд на нагружение ТПН блокируется. При возникновении комманд на разгружение ТПН, режим ограничения расхода отключается и выключает режим перепада Р.

6. Регулятор уровня в деаэраторе (пусковой).

Предназначен для поддержания уровня в деаэраторе в режиме пуска-останова. Он поддерживает уровень равный 220+/- 20 см.

Регулятор работает при:

  1.  пусковых режимах ЭБ;
  2.  снятие с автомата основного РУД;
  3.  работа основного РУД и уменьшение расхода конденсата менее 700 т/час;
  4.  если РК полностью закрыт.

Основной РУД предназначен для поддержания уровня в деаэраторе при стационарном режиме работы ЭБ.

7. Регулятор уровня в конденсаторе.

Предназначен для поддержания уровня конденсата в конденсаторе. Клапаны поддерживают в автоматическом режиме уровень в конденсаторе на значении равном уровню на момент включения регулятора. Для поддержания уровня используются следующие сигналы:

  1.  уровень в конденсаторе как средняя величина замера по 3 датчикам;
  2.  сумма положений регулирующих клапанов.

Автоматическое отключение регулятора из режима “автомат” с выдачей звуковой сигнализации в случаях:

  1.  при распитке 2 из 3 датчиков уровня;
  2.  при потере питания одного из РК в течение 3 сек.

8. Регулятор предтолчкового прогрева паропроводов (РПП).

Предназначен для регулирования скорости прогрева металла при пуске. Принцип работы заключается в том, что за счет превышение ТП выше чем температура металла происходит постепенный прогрев СРК  причем одновременно с программой увеличения задания по Р и Т греющего пара. За счет достижения максимального допустимого теплоперепада между греющим паром и металлом паропроводов или СРК, скорость прогрева получается максимальной.

9. Регулятор прогрева СПП.

Предназначен для регулирования скорости прогрева второй ступени СПП и роторов ЦНД, управляется клапанами на байпасной подаче пара по второй ступени СПП, входящих в состав ФГУ  АСУТ СПП.   

Система технологического контроля.

Таблица технологических параметров РУ и МЗ, которые используются в АЗ и ПЗ с указанием уставок.

Система технологического контроля.

Технологический контроль - это сбор текущей информации о ходе технологического процесса, обработка ее для передачи в другие подсистемы и представления ее обслуживающему персоналу в аналоговой и цифровой форме, а также в виде дискретных сигналов информации от других систем, входящих в АСУ ТП блока;   

  1.  обработка ее и представление оператору;
  2.  технологическая сисгнализация отклонения от норм измеряемых и вычисляемых параметров, а также параметров, вводимых из других систем;
  3.  расчет и представление информации по неизмеряемым непосредственно технологическим параметрам и характеристикам;
  4.  сбор, обработка и представление инфориации от других датчиков, в том числе и двухпозиционных, регистрация измеряемых, вычисляемых и вводимых зи других подсистем параметров;
  5.  регистрация очерёдности срабатывания защит и блокировок состояния механизмов и арматуры, действий оператора по управлению блоком, ведение архива аварийных ситуаций.

В основу сбора и распределения информации от первичных преобразователей заложен унифицированный сигнал 0-5 мА постоянного тока. Но в некоторых случаях сигнал от первичных преобразователей не преобразовывается в унифицированный, так как это не вызвано необходимостью. Это имеет место в случае передачи инф., от таких приборов,  как термометры сопротивления, в УВС или в подсистему РВК .

Применение унифицированного сигнала 0-5 мА даёт возможность многократно использовать его в других подсистемах, подключая их к первичным преобразователям.

Из подсистемы технологического контроля инф. передаётся в другие системы, а также предоставляется оперативному персоналу с использованием индивидуальных приборов. В подсистему автоматического регулирования сигнал о параметрах выдаётся в виде унифицированного токового сигнала 0-5 А или натурального сигнала.

В подсистему АУ и ДУ защит и подсистему технологической и аварийной сигнализации подается инф. о достижении параметрами заданых уставок. Для получения такой инф. используются аналого-дискретные преобразователи.

В подсистему технологического контроля входит и УВС, и средства представления инф. на щитах управления, организация которых изложена в отдельных разделах.

Аварийная защита (АЗ).

АЗ осуществляется одновременным сбросом в а.з. всех кластеров СУЗ за время не более 4 с и действует по следующим факторам :

1. Нейтронный поток в ДП (ДИ и ДЭ) выше заданной уставки;

. Период разгона в ДИ (ДП и ДЭ) менее 10 с;

. Увеличение мощности ЯР более 107% ном. мощности;

. Давление 1-контура над а.з. более 180 кгс/см;

5. Уменьшение разности температуры насыщения т/н 1-контура и максимальной его темтературы в горячей нитке любой петли менее 10С;

. Давление ад а.з. реактора :

  1.  менее140 кгс/см при температуре т/н в горячих нитках более 260С;
  2.  менее 148 кгс/см при температуре в горячих нитках более 260С и мощности ЯР более 75%.

7. Возрастание давления под оболочкой более 0,3 кгс/см избыточного;

. Сейсмического воздействия на уровни земли более 6 баллов;

. Обесточивание 2 ГЦН из любого числа работающих при ном. мощности более 70%;

. Снижение перепада давления одного любого из 4-х ГЦН с 4 кгс/см до 2,5 за время не менее 5 с;

. Уменьшение уровня в любом ПГ при работающем ГЦН данной петли более чем на 650 мм ниже ном.;

. Совпадение следующих сигналов по любому из 4-х параметров :

  1.  разность температур насыщения 1- и 2-контуров более 75С:
  2.  давление в паропроводе менее 50 кгс/см .

13. Увеличение температуры т/н в горячей нитке любой из 4-х петель 1-контура более ТНОМ (горячей нитки) + 8С;

. Уменьшение уровня в КД менее 4600 мм (с временной задержкой =5 с);

. Уменьшение частоты на трёх секциях электропитания центробежных насосов;

. Увеличение давления пара в любом из 4-х ПГ более 80 кгс/см при работающем ГЦН соответствующей петли. Сигнал шунтируется через 50 с после отклонения ГЦН петли;

. Исчезновение питания 220 В, 50 Гц на двух вводах СУЗ (время выдержки =3 с);

. Потеря питания 220 В на двух вводах любой панели ПАК;

. Сигнал от ключа АЗ БЩУ;

. Сигнал от ключа АЗ РЩУ;

. Обесточивание одного ГЦН из двух работающих при мощности ЯР более 5% ном. мощности (временная задержка =1,4 с);

. Потеря надежного питания на двух из трех вводах 380/220 В, 50 Гц.

Предупредительная защита 1-го рода (ПЗ-1).

ПЗ-1 осуществляется последовательным, с 10 по 1 группу, введением в а.з. кластеров СУЗ со скоростью 20 мм/с и действует по следующим факторам :

1. Увеличение нейтронной мощности ЯР в ПД и ЭД выше заданной уставки;

. Период разгона ЯР в ДИ, ПД и ЭД менее 20 с;

. Тепловая мощность реактора для данного количества работающих ГЦН более допустимой (67% для трёх, 49% для двух противоположных, 39% для двух смежных). Разгрузка ЯР осуществляется от устройства РОМ;

. Давление 1-го контура (над а.з.) более 172 кгс/см;

5. Давление 11-го контура более 70 кгс/см;

6. Температура т/н в горячей нитке любой петли более ТНОМ (горячей нитки) + 3С;

. Обесточение одного ГЦН из 3-х или 4-х работающих. Разгрузка осуществляется от РОМ;

. Отключение последнего работающего или одного из 2-х работающих ТПН. Разгрузка ЯР до заданного уровня тепловой мощности (10% / 49% доп. мощности) осуществляется от РОМ;

. Посадка 2-х из 4-х стопорных клапанов турбины. Разгрузка до 39% ном. мощности производится устройством РОМ;

. Отключение генератора от сети. Разгрузка до 39% ном. мощности производится устройством РОМ;

. Исчезновение надёжного питания СУЗ 220 В, 50 Гц на 2-х панелях ПФС;

12. Сигнал от ключа ПЗ-1 БЩУ.

Предупредительная защита 11-го рода (ПЗ-2).

ПЗ-2 осуществляет запрет движения ОР СУЗ вверх и действует по следующим факторам :

1. Увеличение нейтронной мощности в ДИ выше заданной уставки;

. Падение 1-го ОР СУЗ;

. Давление 1-го контура более 165 кгс/см;

4. Увеличение тепловой мощности ЯР для данного числа работающих ГЦН более допустимой. Действие ПЗ-2 осуществляется от сигнов СВРК и УВС;

. Температура т/н на выходе из отдельных ТВС более допустимой. Действие ПЗ-2 осуществляется от сигнов СВРК ;

. Уменьшение допустимого запаса до кризиса кипения на поверхности ТВЭЛ. Действие ПЗ-2 осуществляется от сигнов СВРК и УВС;

. Увеличение локального энерговыделения более допустимого. Действие ПЗ-2 осуществляется от сигнов СВРК и УВС;

Система автоматического и дистанционного управления.

Система автоматического и дистанционного управления предназначена для осуществления воздействия на технологическое оборудование во всех режимах работы блока, т.е. для выполнения дискретных операций: включить-отключить; открыть-закрыть; прибавить-убавить.

Эта подсистема АСУ ТП включает в себя комплекс средств, обеспечивающих при всех режимах работы блока автоматическое или ручное управление основныв и вспомогательным оборудованием, и представление инф. о ходе технологического процесса и состояния оборудования.

Предусматриваются следующие способы управления оборудованием:

  1.  функционально-групповое управление;
  2.  индивидуальное управление.

1. Функционально-групповое управление.

Это управление (блоком механизмов) является основным способом управления технологическим оборудованием блока с БЩУ.

При этом способе управления основная часть элементов управления: механизмов, задвижек, регулирующих органов объединена в ряд групп, и в процессе управления блоком осуществляется воздействие не на каждый элемент в отдельности, а на группу в целом.

Функциональной группой является комплекс технологического оборудования, механизмы, запорные и регулирующие клапана, задвижки, автоматические регуляторы, теплообменники, баки и пр. предназначенные для выполнения законченой технологической функции, объединённой одним алгоритмом.

ФГУ охватывает ряд технологических систем по первому и второму контуру АЭС.

1-й контур.

  1.  насосы ГЦН;
  2.  система отвода остаточных тепловыделений;
  3.  система продувки-подпитки и борного регулирования;
  4.  система компенсации объёма;
  5.  система дожигания водорода;
  6.  система очистки газов третей группы.

2-й контур.

  1.  главные паропроводы;
  2.  продувка парогенераторов;
  3.  питание ПГ;
  4.  пароснабжение собственных нужд;
  5.  трубопроводы питательной воды;
  6.  питательные турбонасосы;
  7.  деаэраторы.

Принятая в проекте организация управления по централизованному иерархическому принципу. Основным достоинством такого построения по сравнению с централизованным являются:

  1.  простая структура, а отсюда и более высокая надёжность, возростающая с ростом количества небольших достаточно простых функциональных групп;
  2.  возможность поэтапного ввода и наращивания автоматических устройств по мере осваивания основного оборудования и самих средств управления.

Управление оборудованием разделено на два уровня. Первый уровень предусматривает возможность управления каждым исполнительным органом по командам ДУ и програмного управления, защит и блокировок с заданым приоритетом воздействия.

К первому уровню относятся также устройства, обеспечивающие выполнения защитных и всережимных блокировок, без которых эксплуатация оборудования является недопустимой.

В первый уровень входят: исполнительные устройства, непосредственно коммутирующие силовые цепи исполнители и автоматы с ДУ, бесконтактные усилители для включения ИМ ОР, а также индивидуальные блоки управления исполнительными устройствами.

На блоках управления первого уровня предусматривается установка соответствующих органов управления для опробования и наладки механизмов.

Второй уровень управления предназначается для дискретного автоматического програмногог управления по заданым алгоритмам с воздействием на исполнительные органы ФГ через первый уровень.

Функции второго уровня:

  1.  обработка дискретной инф. от УЛУ и других устройств;
  2.  сбор и обработка аналоговой инф. от датчиков унифицированного сигнала;
  3.  подготовка инф. и выполнение процедуры обмена ею с УВС для реализации всех функций УВС;
  4.  формирование команд програмног управления оборудованием входящим в ФГ;
  5.  формирование в УВС инф. о ходе программ ФГУ;
  6.  выполнение простейших вычислительных процедур - расчёта разности и скорости изменения параметров, реализация задач пусковых авторегуляторов;
  7.  выполнение блокировок не реализуемых на 1-ом уровне и направленых, как правило, на разгрузку персонала от выполнения рутинных операций.

Вся необходимая для реализации алгоритма ФГУ инф. выводится в устройства управления каждой ФГ раздельно.

Алгоритм работы ФГ предусматривает различный режим управления ФГ: пуск из различных состояний, останов и т.п., включая алгоритм работы при срабатывании технологических защит.

Выбор програмного управления ФГ и её запуск, как правило, осуществляется оператором. Для этого на пульте управления БЩУ предусматривается соответствующие устройства - пульт управления ФГ. Принудительный пуск программы может осуществляться от ТЗ.При автоматической реализации любого из алгоритмов ФГ с помощью системы ФГУ ДУ исполнительными органами данной группы кроме регулируючей запрещается.

Исключения составляют РО, управление которыми может осуществляться оператором без отключения второго уровня управления.

Инф. о работе ФГ представляется оперативному персоналу на ЭЛИ УВС.

Для объектов, входящих в ФГ и управляемых с БЩУ предусматривается индивидуальное или групповое управление.

Управление коммутационными аппаратами в целях электроприводов механизмов, арматур и регуляторов по команде УЛУ-1 осуществляется с оконечных усилителей блоков УЛУ-1 и сборок РТЗО, КРУ-О,4 и6 кВ.

Инф. о положении объектов управления в УЛУ-1 формируется от концевых путевых выключателей, а также блок-контактов выключателей однократно. Управление каждым объектом осуществляется из одной ФГ . Инф. по положению ОУ может использоваться многократно, в том числе и в разных ФГ. При этом предусматриваются меры по сохранению в работе ФГ при выходе из строя соседних ФГ.

ФГУ турбоустановки осуществляется с помощью автоматизированной системы управления АСУТ-1000, которая поставляется комплексно с турбиной.

Система автоматического регулирования технологических параметров.

Задачей автоматического регулирования является непрерывное автоматическое поддержание заданой мощности ЭБ и оптимизация технологических параметров с целью достижения высоких показателей надежности во всех предусматриваемых режимах работы.

Система автоматического регулирования (САР) строится по иерархической структуре. На первом уровне располагаются автоматические локальные регуляторы отдельных параметров. Во второй уровень входят регуляторы, управляющие мощностью основных агрегатов ЭБ реактора и турбины.

Схемы автоматических регуляторов выполняются так, чтобы они функционировали в регулировочном диапазоне, а также в пусковом и других необходимых режимах. Таким образом, устройства автоматического регулирования должны быть всережимными.

Система автоматического регулирования в зависимости от назначения выполняет позиционный, пропорциональный (П), пропорционально-интегральный (ПИ) или пропорционально-интегрально-диференциальный (ПИД) законы регулирования.

САР также выполняет контроль исправности датчиков технологических параметров по величине отклонения текущего значения или контроль неисправности электронной части регуляторов и датчиков технологических параметров по длительности импульса.

САР имеет самобаланс на текущее или заданное значение. Схемы самобаланса выполняются на всех САР, находящихся при нормальном режиме работы, в стерегущем режиме. Схемы самобаланса предназначены для уменьшения уровня входного сигнала, с постепенным его наращиванием, при включении САР по командам защит (блокировок).

САР реализована на базе аппаратуры “Каскад-2” на которой используется блочно-модульный принцип построения регуляторов.

Рассмотрим основные регуляторы машинного зала и реакторной установки:

1. Регулятор давления в 1 контуре (УРС 01, УРС 05) и разности температур в КД и горячих нитках петель в режимах разогрева и расхолаживания (УРС 04).

Предназначен для поддержания заданного давления над а.з. во всех эксплуатационных режимах и разности температур в КД и горячих нитках петель в режимах разогрева и расхолаживания.

Позиционный регурятор УРС 01 содержит 6 клапанов с АДП-2, которые управляют задвижками грубого впрыска и группами ТЭН. Для регулирования УРС 04 температура горячих ниток измеряется термопарами ТХК 2076, максимальное значение из них выделяется двумя блоками Н 05. Сигнал температуры в КД формируется линейными преобразователями Р, затем поступают на блок размножения и далее на блок, регулирующий аналоговые сигналы с импульсным выходным сигналом, типа Р 27.

2. Регулятор БРУ-А.

Предназначен для поддержания заданного значения Р во 11 контуре при аварийных ситуациях путем сброса избытка пара в атмосферу для аварийного расхолаживания блока со скоростью 30С/час и 60С/час. На ЭБ установлены 4 БРУ-А.

Описание схемы технологических защит и блокировок.

В соответствии с техническими требованиями защиты и блокировки делятся на:

  1.  общеблочные;
  2.  для механизмов и арматуры.

Срабатывание защит должно сопровождаться световыми и звуковыми сигналами на БЩУ с фиксацией срабатывания на УВС “Титан-2”, автоматическую регистрацию основных параметров турбоустановки и положения арматуры за 5 мин до срабатывания защит. Действие защит сохраняется до тех пор, пока сохраняется хотя бы одна из причин вызвавших её срабатывание. Действие защит одностороннее. Для защит с выдержкой времени действие арматуры определяется максимально возможной выдержкой. Световые и звуковые сигналы для таких защит подаются на БЩУ с той же выдержкой, с которой происходит срабатывание защит. Уставки срабатывания защит уточняются после наладки.

По функциональному назначению защиты делятся на:

1. ТЗ по турбоустановке:

а) действующие на останов турбины;

б) снижающие нагрузку турбины;

2. ТЗ по ФГУ;

. ТЗ по питательному турбонасосному агрегату;

. ТЗ по функциональным сигналам 11-го контура.

Основное назначение подсистем ТЗиБ является автоматическое переключение технологического оборудования, в зависимости от хода технологического процесса и состояния оборудования, а также отключения оборудования, вплоть до останова блока при возникновении аварийных ситуаций. Эта подсистема включает в работу систему безопасности.

Технологические защиты являются селективными, т.е. их действие распространяется только на аварийные участки установки.

К общеблочным защитам относятся защиты реакторного отделения и защиты, действующие на запуск систем, обеспечивающих безопасность.

Ко второй группе относятся защиты, действующие на останов насосов, турбины.

Системы ТЗиБ, кроме своего прямого назначения - выдавать сигналы на включение или отключение отдельного оборудования, открытие или закрытие клапанов, а также на включение СБ, должны:

1. Производить полную отработку алгоритма, заложенного в систему защиты;

. Иметь возможность опробования и проверки защиты начиная от источников информации и заканчивая выходными устройствами;

. Фиксировать сигналы.

Блокировки предназначены для блокирования прохождения сигнала на ИМ, устанавливаемые, как правило, автоматически в зависимости от состояния оборудования.

Посты управления АЭУ.

БЩУ (маркировка-НУ) предназначен для постоянного оперативного контроля и управления энергоблоком (включая контроль за СБ). БЩУ находится в обстройке РО, со стороны примыкания к машзалу.

БЩУ является: основным средством представления инф. оперативному персоналу, отображенной на ЭЛИ УВС, основным принципом управления ФГУ.

Панели БЩУ выполнены в П-образной компановке, что позволяет максимально сокращать занимаемое ими место в обстройке аппаратурного отделения. Всего по периметру размещено 25 панелей.

На БЩУ имеется три рабочих места:

- №1 Рабочее место ВИУР;

- №2 Рабочее место ВИУТ;

- №3 Рабочее место НСБ.

В случае повреждения БЩУ проконтролировать системы останова, расхолаживания энергоблока и работу систем безопасности можно с РЩУ.

РЩУ (маркировка НР)  предназначен для останова реактора и обеспечения безопасности блока, если  по каким-либо причинам это нельзя осуществить с БЩУ. Так как РЩУ относится к первой категории сейсмостойкости, то он расположен в обстройке аппаратного отделения на тометке 4,2 м. Такое расположение РЩУ обеспечивает его работоспособность при землетрясениях, а также при некоторых внешних воздействиях на здание АЭС.

На РЩУ размещены технические средства контроля и управления, необходимые для вывода ЯР в подкритическое состояние и расхолаживания активной зоны. Для этого на РЩУ размещены системы управления:

  1.  реакторной установкой;
  2.  подпитки первого контура;
  3.  технического водоснабжения ответственных потребителей;
  4.  аварийного питания ПГ;
  5.  сброса пара в атмосферу;
  6.  отсечной арматурой, предназначеной для отключени оборудования, размещённого в гермооболочке;
  7.  ссредства управления дизельгенератором, секционными выключателями.

Управление и контроль по системам нормальной эксплуатации с РЩУ не предусмотрены.

Местные щиты управления ( МЩУ) предназначены для местного управления механизмами и арматурой.

Схема управления ЭБ сделана так, что при поражении одного из щитов управления, которое может вызвать неисправность в линиях связи и поступление ложных команд, не приводит к произвольным включениям и отключениям механизмов и позволяет вести ДУ с другого щита управления.

На БЩУ размещены панели: Н , Н  , НХ, НУ.

На РЩУ размещены панели: НР1-НР15, НР17 и НР51.  

2.5.Тип и состав электрической части АЭС.

Схема электроснабжения собственных нужд энергоблока АЭС представлена на рис.   .

В составе данной АЭУ принят один генератор мощностью 1200 МВт . Генератор - синхронная , трёхфазная машина с бесщёточным возбудителем, с водяным охлаждением статора и водородным охлаждением ротора . Генератор вырабатывает переменный ток напряжением 24 кВ и частотой 50 Гц .

В блочном трансформаторе это напряжение преобразуется в напряжение 750 кВ и электроэнергия поступает на ОРУ . Трансформатор соединен с генератором посредством токопровода , принудительно охлаждаемого воздухом . Охлаждение обмоток трансформатора осуществляется маслом , которое в свою очередь , охлаждается обессоленной водой в специальном теплообменнике . Бак трансформатора охлаждается воздухом .

В зависимости от требований надежности электроснабжения потребители собственных нужд АЭС разделяются на три группы :

Первая группа - потребители, требующие повышенной надежности электроснабжения и не допускающие перерывов в питании во всех режимах работы , включая и режим полного обесточения АЭС  и требующие обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты ядерного реактора . К потребителям первой группы относятся :

  1.  контрольно-измерительные приборы и автоматика защит ядерного реактора ;
  2.  приборы технологического контроля ядерного реактора и его систем ;
  3.  БРУ-А и БРУ-К;
  4.  системы дозиметрического и радиометрического контроля;
  5.  потребители постоянного тока 220В, не допускающие перерывов в электропитании;
  6.  электропривода быстродействующих клапанов и отсечной арматуры , обеспечивающей переключение аварийных и локализующих систем в аварийных ситуациях;
  7.  часть аварийного освещения;
  8.  аварийные маслонасосы турбоагрегата и уплотнений вала генератора;
  9.  электромагниты приводов системы управления и защит, удерживающие органы регулирования  в заданном положении и требующие гарантированного питания в течении двух секунд после исчезновения питания для предотвращения срабатывания аварийной защиты ядерного реактора .

Вторая группа - потребители, требующие повышенной надежности электроснабжения и допускающие перерывы в питании на время определяемое условиями аварийного расхолаживания и требующие обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты ядерного реактора . К потребителям второй группы относятся :

  1.  системы расхолаживания и локализации аварий ядерного реактора;
  2.  насосы системы аварийного охлаждения активной зоны;
  3.  спринклерные насосы;
  4.  насосы борного регулирования.

Третья группа- потребители не предъявляющие повышенных требований к надежности электроснабжения и допускающие перерывы в питании на время автоматического ввода резерва и не требующие обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты ядерного реактора . К этой группе относятся:

  1.  главные циркуляционные насосы , имеющие большую инерционную массу;
  2.  конденсатные и циркуляционные насосы;
  3.  насосы сетевой воды;
  4.  насосы технической воды неответственных потребителей;

В режиме нормальной эксплуатации для потребителей СН АЭС 1,2 и 3 групп предусматривается питание рабочих трансформаторов СН (ТСН), а в случае их отключения - от РТСН, связанных с сетью энергосистемы. Для потребителей 1 и 2 групп в аварийном режиме предусматривается автоматизированная дизель-генераторная установка. Для потребителей 1 и 2 групп создаются, кроме того, специальные сети и агрегаты надежного питания.

Среди потребителей требующих повышенной надежности имеются электродвигатели мощностью более 200 кВт, они должны получать питание при напряжении 6 кВ. Электродвигатели меньшей мощностью присоединяются к сетям переменного тока 0.4/0.22 кВ. Цепи управления, защиты, контроля получают питание напряжением 220, 100, 48, 24 В. В соответствии с вышесказанным в схемах электроснабжения СН предусматриваются секции надежного питания 6 и 0.4 кВ и щиты постоянного тока (ЩПТ). В технологической части АЭС предусмотрены три независимые системы САОЗ. Независимость аварийного расхолаживания выдерживается не только в технологической части, но и в части электроснабжения механизмов САОЗ и их управления. Поэтому в схеме питания СН предусмотрены три автономные системы надёжного питания потребителей САОЗ. Питание потребителей второй группы осуществляется от секции надёжного питания BV, BW, BX, присоединенным к секции нормальной эксплуатации ВА, ВВ, ВС, через два выключателя. Если исчезнет напряжение или появится сигнал, характеризующий течь в первом контуре или разрыв паропровода второго контура, питание автоматически будет подаваться от подключенного к секциям BV, BW, BX - дизель-генератором GV, GW, GX. Два выключателя между каждой из секций BV-BA, BW-BB, BX-BC- обеспечивают надежное отключение от поврежденной или обесточенной рабочей секции 6 кВ. К секциям BV, BW, BX присоединены электродвигатели насосов технической воды ответственных потребителей, нормальной подпитки, борного регулирования, спринклерной системы, системы дренажных баков, противопожарных, САОЗ, аварийного подпиточного насоса высокого и низкого давления, трансформаторы надёжного питания ТНП. Дизель генераторы готовы к принятию нагрузки через 15 секунд. Между тремя секциями надёжного питания 6 кВ и тремя дизель генераторами не предусматривается взаимное резервирование.

Для потребителей 0.4 кВ второй группы предусмотрены секции CV, CW, CX, получающие питание от агрегатов бесперебойного питания АБП. Секции 0.4 кВ первой группы выполнены из шкафов с тиристорными коммутационными устройствами. Они получают питание от автономных инверторов присоединенных к ЩПТ. Щит получает питание от выпрямителей, а при исчезновении питания от аккумуляторных батарей. Выпрямители служат для постоянного подзаряда аккумуляторных батарей в нормальном режиме. Потребители первой группы САОЗ постоянного тока присоединяются к ЩПТ. Аккумуляторные батареи работают только до момента пуска дизель генераторов. Общеблочные потребители 0.4 кВ первой группы получают питание от сетевого АБП.

Принцип питания: общеблочная аккумуляторная батарея рассчитывается на работу в аварийном режиме разряда в течение 30 минут. Эта батарея оборудуется элементным коммутатором и имеет связь с блочной батареей другого блока.

Силовые потребители СУЗ в нормальном режиме получают питание от двух взаимно резервирующих трансформаторов 6/0.4 кВ. При снижении напряжения приводы СУЗ переключаются на АБ , предназначенную для их питания в аварийном режиме. Структура СУЗ и АКНП предусматривают разделение каждой системы на три части : два комплекта формирования сигнала АЗ ; один предупреждающий защиты СУЗ. В соответствии с этим, питание принято по трем линиям. 

Потребители СН третьей группы получают питание от трансформаторов СН присоединённых впайкой к линии генератор - трансформатор, основным напряжением потребителей 6 и 0.4 кВ. Распределительные устройства СН выполняются с одной секционированной системой шин. Количество секций 6 кВ нормальной эксплуатации выбирается в зависимости от количества ГЦН. В данной схеме 4 секции: ВА, ВВ, ВС, ВD и к этим секциям присоединены электродвигатели ГЦН, конденсатных и циркуляционных насосов турбины, сетевые, дренажные насосы, насосы технической воды неответственных потребителей, трансформаторы 6/0.4 кВ и линии к схеме надёжного питания. Каждая рабочая секция имеет вход от резервной магистрали 6 кВ BL или BM. Резервный трансформатор СН Т2 присоединяется к сборным шинам РУ низшего из повышенных напряжений, к сетевой подстанции или к другой электростанции. Выбор места присоединения резервного трансформатора СН непосредственно влияет на надежность электроснабжения механизмов СН.

Необходимо так же присоединить резервный трансформатор СН чтобы при любой аварии в электрической части по возможности сохранялось резервное питание СН. Потребители 0.4 кВ третьей группы получают питание от блочных трансформаторов ТБ, а так же от трансформаторов 6/0.4 кВ, объединенного вспомогательного корпуса ОРУ, азотно-кислородной станции, цеха химводоочистки, ремонтного цеха. 

2.6. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ И РАБОЧЕГО ТЕЛА

2.6.1. Тип принятой в расчет АЭУ АЭС.

В расчет принята двухконтурная АЭУ АЭС с мощностью  генератора  электроэнергии  в 1100 МВт. В качестве источника тепловой  энергии используется корпусной ЯР водо-водяного типа  с  водой  под  давлением  (типа ВВЭР). Турбоагрегат, приводящий в действие генератор электроэнергии, тихоходная  паровая  турбина на  насыщенном паре с промежуточной сепарацией и промежуточным перегревом пара. Отработавший в главной турбине  пар, направляется в главный конденсатор  поверхностного  типа. В качестве  охлаждающей  среды используется техническая вода, охлаждаемая в пруду-охладителе.

2.6.2. Давление теплоносителя РТН.

С учетом  принятого  в  ЯР вида ядерного топлива (UО), конструкционных материалов  активной  зоны(в том числе - оболочки ТВЭЛов выполнены из циркониевых сплавов) и компоновки активной зоны ЯР в расчет принято давление теплоносителя Ртн=16.5 МПа.

2.6.3. Температура теплоносителя на выходе из ЯР tтн1.

Температура tтн1 принимается равной температуре кипения ts  с интегральным запасом до кипения:

t тн1=t S – tS C.

При Pтн=16,5 МПа  t S =349,82 C.Значение  t S =24 C  принято по прототипу  ЯР ВВЭР-1000;

t тн1=349,82 –=325,825 С.

В расчете принимается t тн1 = 326 С.

2.6.344. Температура теплоносителя на входе в ЯР t тн2.

Температура t тн2  принимается равной температуре на выходе из ЯР за вычетом степени нагрева теплоносителя в ЯР

t тн2 = t тн1 –t яр  С     ,

где t яр = 32 С - принято по прототипу ЯР ВВЭР-1000, следовательно,

t тн2 = 326 –= 294 С.

2.6.5. Параметры пара на выходе из парогенератора и на входе в главную турбину.

В разрабатываемой АЭУ принят парогенератор насыщенного пара с многократной естественной циркуляцией  с  неявно  выраженной экономайзерной зоной. Температура генерируемого пара равна температуре теплоносителя  на  выходе  из ПГ за вычетом минимального температурного напора в ПГ:

t пг = t тн2 –t min С,

где t min = 12 С - принято в рекомендуемых пределах;

t пг = 294 –= 282 С;

Р пг  = Рs  при температуре t пг = 282 С, Рпг = 6,6 МПа.

Диаграмма t-q  парогенератора с учетом принятых значений параметров теплоносителя и рабочего тела принимает вид рис.  2.1

      

Рис 2.1. Диаграмма t-q парогенератора

Потеря давления в паровом тракте от парогенератора до  соплового аппарата турбины:

Р = 0,06Рпг = 0,066.6 = 0,396 МПа.

В расчет принято  Р = 0,4 МПа.

Тогда давление пара на входе в сопловый аппарат турбины:

Ргт  = Рпг Р = 6,6 –,4 = 6,2 МПа.

                                              

2.6.6. Давление в главном конденсаторе Ргк. Параметры системы технического водоснабжения.

В расчет принята АЭС, расположенная в умеренной  климатической зоне. С учетом принятой системы охлаждения технической воды ( пруд-охладитель ) в расчет принята  температура  охлаждающей воды на входе в ГК t охл.в.= 15 С. Кратность охлаждения главного конденсатора принята

m = Gохл.в.Gп. = 50.                                                 

Среднее давление в главном конденсаторе принято  Ргк = 4,5 кПа.  

Температура конденсации в главном конденсаторе tгк = ts  при давлении в главном конденсаторе; t гк = 31 С.  Температура охлаждающей воды на выходе из ГК

tохл.вых. = tохл.вх. + (rx)(mCP).

Температурный напор на “горячем” конце ГК (рис. 2.2)

        

Рис.2.2. Диаграмма t-q главного конденсатора

t = tгк –tохл.вых.= 31 –,7 = 5,3 С.

2.6.7. Параметры промежуточной сепарации и промежуточного перегрева пара.

С учетом прототипных данных, а также  с  учетом  мер, которые могут быть приняты для повышения экономичности проточной части турбины,  в расчет приняты средние значения внутренних КПД цилиндров турбоагрегата:

i ЦВД = 0,81:

i ЦНД = 0,79.

Для построения процессов расширения пара в проточной  части турбоагрегата (в том числе в агрегатах промежуточной сепарации  и  промежуточного  пароперегрева) приняты  следующие  параметры расширения пара:

  1.  разделительное давление:

Р разд.опт. = 0,12Р нач. + 0,13 = 0,126.2 + 0,13 = 0,88 МПа;

  1.  потери давления от выхода из ЦВД до входа в ЦНД приняты  в  расчет 4 % разделительного давления;
  2.  давление пара на входе в ЦНД:

Рцнд  = 0,96Рразд.=  0.84 МПа;

  1.  температура  перегретого пара на выходе из пароперегревателя:

t пп= t пг –tппmin = 282 –= 257 С.

В результате  построения  процессов расширения пара в диаграмме i-S получены значения сухости пара на выходе  из ЦВД и ЦНД: xцвд =0.873; xцнд=0.886. Эти значения сухости пара находятся в приемлемых диапазонах.

В расчёт принято:

  1.  разделительное давление Рразд = 1,1 Мпа
  2.  давление пара на входе в ЦНД Рцнд = 1,056 Мпа
  3.  температура перегретого пара на выходе из пароперегревателя tпп = 257 С.

2.6.8. Распределение тепло перепада  по ступеням турбины. Общая компоновка системы регенерации.

В расчет  принято, что  проточная часть ЦВД и ЦНД состоит из семи активных ступеней в каждом цилиндре. В первом приближении теплоперепады ЦВД и  ЦНД  распределены  равномерно в пределах каждого цилиндра.

Энтальпия пара на входе в ЦВД

i вхцвд = i “ при давлении Р пг = 6,6 МПа ;

i вх цвд  = 2776,4 кДж/кг.

Энтальпия пара на выходе из ЦВД

i вых цвд  = i’(1 –x) + i” x - при давлении Р вых.цвд  = 1 Мпа ;

i вых.цвд. =2526,49 кДж/кг.

Внутренний теплоперепад ЦВД

Hiцвд= iвхцвд –iвыхцвд  = 249,91 кДж/кг.

Энтальпия пара на входе в ЦНД

iвхцнд = f (Рвхцнд  = 1,056 МПа, tвхцнд = 257 С) = 2956,22 кДж/кг.

Энтальпия пара на выходе из ЦНД

iвыхцнд  = i’(1 –x) + i”x  = 2281,03 кДж/кг.

Внутренний тепло перепад ЦНД

Hiцнд =iвхцнд  –iвыхцнд  = 675,19 кДж/кг.

Средний тепло перепад одной ступени ЦВД

hiцвд = Hiцвд  Zстцвд = 35,7 кДж/кг.

Средний тепло перепад одной ступени ЦНД

hiцнд = Hiцнд Zстцнд =623,87 = 89.11 кДж/кг.

Параметры пара  в  ступенях  ЦВД и ЦНД с учетом равномерной разбивки тепло перепадов приведены в таблице 2.1.

Таблица  2.1.

Предварительная разбивка теплоперепадов цилиндров

Место проточной части турбины

Энтальпия пара ,

кДжкг .

Давление пара ,                   Мпа .

Вход в 1 ступень ЦВД

2776,4

,2

Выход из 1 ступени ЦВД

2740,7

5,0

Выход из 2 ступени ЦВД

2705

,8

Выход из 3 ступени ЦВД

2669,3

,2

Выход из 4 ступени ЦВД

2633,6

,4

Выход из 5 ступени ЦВД

2597,9

,85

Выход из 6 ступени ЦВД

2562,2

,45

Выход из 7 ступени ЦВД

2526,49

,1

Вход в 1 ступень ЦНД

2956,22

,056

Выход из 1 ступени ЦНД

2859,76

,56

Выход из 2 ступени ЦНД

2763,3

,285

Выход из 3 ступени ЦНД

2666,84

,142

Выход из 4 ступени ЦНД

2570,38

,065

Выход из 5 ступени ЦНД

2473,92

,028

Выход из 6 ступени ЦНД

2377,46

,012

Выход из 7 ступени ЦНД

2281,03

.0045

В расчет  принята система регенерации, состоящая из шести регенеративных подогревателей поверхностного типа и деаэратора смесительного типа с давлением насыщения 0,7 МПа.

Компоновка системы регенерации приводит к необходимости некоторой коррекции принятого равномерного распределения  тепло перепадов.

  1.  Подключение последнего ПВД –ПВД-7.

Оптимальная температура питательной воды на входе в ПГ

tпвопт = tз + 0,8 ( ZZ+1)  (t –t),

где  t = tгк = 31 С;

t = tпг= 282 C;

Z = 7 - число подогревателей; tпвопт  =  206,7 С.

Принимаем по рекомендациям tпв = 220 С.

Температура греющей среды на входе в ПВД-7

tгр = tпв + t = 220 + 3 = 223  C .

Давление греющего пара в 1-м отборе (на ПВД-7) с учетом потери давления в подводящем патрубке

Рот1= 1,03Рs  при tгр.ср = 223  С ;

Рот1 = 2,53  Мпа .

Принято решение  подключить  ПВД-7  на выход третьей ступени ЦВД (1-й отбор пара) с несколько исправленными параметрами :

Рвыхст.цвд = 3,0 Мпа .

2) Подключение деаэратора

Оптимальное давление пара в отборе на деаэратор

Рот.допт = 1,45Рд = 1,450,7 = 1,015 МПа.

Принято решение  подключить деаэратор на выход седьмой ступени  ЦВД с давлением в отборе:  

Рвыхцвд = 1,1 МПа.

Остальные подогреватели системы регенерации (ПВД-6 и ПHД1  -  ПHД5) равномерно  распределены между выходами пара из остальных ступеней ЦВД и ЦНД . Параметры пара в  проточной  части  турбины  с  учетом  коррекции  разбивки теплоперепадов , а также подключение  системы регенерации показаны в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Параметры пара в проточной части турбины

Наименование точки в проточной части турбины.

Давление, МПа.

X ,  .  t  , С.

Энтальпия кдж/кг.

Номер отбора.

Назначение отбора.

Вход в 1 ступень ЦВД

6,2

,4

Выход из 1 ступени ЦВД

5,0

,968

,7

Выход из 2 ступени ЦВД

3,8

,945

,3

Выход из 3 ступени ЦВД

3,0

,925

,4

ПВД-7

Выход из 4 ступени ЦВД

2,2

,905

,6

Выход из 5 ступени ЦВД

1,8

,895

,5

ПВД-6

Выход из 6 ступени ЦВД

1,4

,883

,3

Выход из 7 ступени ЦВД

1,1

.873

,5

Д

Вход в 1 ступень ЦНД

1,056

,2

Выход из 1 ступени ЦНД

0,56

,8

ПНД-4

Выход из 2 ступени ЦНД

0,285

,3

ПНД-3

Выход из 3 ступени ЦНД

0,142

,99

,8

ПНД-2

Выход из 4 ступени ЦНД

0,065

,963

,4

Выход из 5 ступени ЦНД

0,028

,937

,9

ПНД-1

Выход из 6 ступени ЦНД

0,012

,912

,5

Выход из 7 ступени ЦНД

0,0045

0,886

Примечание.  Значения энтальпий уточнены по параметрам пара , принятым на выходе каждой ступени турбины .

Сливы дренажей  греющего  пара  подогревателей  приняты по следующей схеме:

  1.  из ПВД-7 каскадно в ПВД-6;
  2.  из ПВД-6 каскадно в деаэратор;
  3.  из ПНД-4 каскадно в ПНД-3;
  4.  из ПНД-3 дренажным насосом на выход нагреваемой среды ПНД-3;
  5.  из ПНД-2 каскадно в ПНД-1;
  6.  из ПНД-1 дренажным насосом на выход нагреваемой среды ПНД-1;
  7.  сепарат сепаратора  насосом сепарата в деаэратор;
  8.  конденсат греющего пара СПП 1-й ступени в корпус ПВД-6;
  9.  конденсат греющего пара СПП 2-й ступени в корпус ПВД-7;

В подогревателях  ПВД-7 , ПВД-6 , ПНД-4 , ПНД-2 предусмотрены встроенные охладители дренажа . ПНД-3 и ПНД-1 работают без охладителей дренажа .

2.6.9. Выбор параметров пара турбо привода  питательного насоса.

Турбо привод питательного насоса получает перегретый пар от паропровода после пароперегревателя. Гидравлические  сопротивления  тракта  паропровода  ПТН приняты в расчет Р=10 %.

Ртпн = 0,9Рцнд = 0,91,056 = 0,95 МПа.

В расчет принято   Ртпн = 0,95 МПа; tтпн = 257 С;

iтпн = iцнд= 2956,2  кДж/кг.

Давление в конденсаторе ПТН принято, такое же как и в ГК: 4.5 кПа.

Внутренний КПД  турбопривода ПТН принят по прототипной установке

iтпн=0,79.

В результате построений процессов расширения  пара в турбине ПТН  получены параметры пара за последней ступенью турбины:

Рz тпн= 4,5 кПа;

x = 0,886;

iz тпн = i’(1 –x)+i”x =130·(1 –.886) + 2557,80,886 = 2281 кДж/кг;

Hi тпн = iтпн –iz тпн = 2956,2 –= 675,2  кДж/кг.

3. ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ АЭУ

3.1. Расчет тепловой схемы рабочего контура.

3.1.1. Компоновка схемы рабочего контура.

Представлена расчетная схема  рабочего контура. Hа схеме показаны точки отбора пара  на  теплообменные  аппараты рабочего контура и точки возврата греющей среды. Для обеспечения балансных расчетов ветвей рабочего контура на схеме показаны также дополнительные потребители пара.

3.1.2. Расчет расходов пара на систему теплофикации.

Представлена расчетная схема системы теплофикации. .

Рис. 3.2. Расчетная схема системы теплофикации

В расчет принята система теплофикации с тепловой нагрузкой 100 МВт.

Температура сетевой воды:

  1.  на выходе из системы: tсввых= 150 С;
  2.  на входе в систему: tсввх= 70С;
  3.  давление в системе: Pсв= 2 МПа.

С учетом принятой расчетной схемы системы теплофикации и точек ее подключения к рабочему контуру параметры теплообменивающихся сред приведены в таблицу.

Расход сетевой воды

Gсв = Q ( (icввых –iсввх)) =100000(0.94 (633.1 –.6)) = 314.28 кг/с.

Таблица 3.1        

Параметры теплообменивающихся сред в аппаратах системы теплофикации

Наименование аппарата

ПСВП

ПСВО

ст

ПСВО

ст

    Греющая среда

Давление среды в точке отбора пара Мпа.

0,56

,285

,142

Потеря давления пара в подводящем трубопроводе Р=11

Давление среды в аппарате, МПа.

0,521

,262

,129

Температура насыщения в аппарате,С.

156,14

.98

.89

Энтальпия на входе в аппарат, кДж/кг.

2859,8

,3

,8

Энтальпия на выходе из аппарата, кДж/кг.

646,69

,96

,21

Нагреваемая среда

Давление среды. МПа.

2,0

,0

,0

Температура на входе в аппарат,С

120

Энтальпия на входе в аппарат, кДж/кг.

505,0

,4

,6

Температура на выходе из аппарата,С.

150

Энтальпия на выходе из аппарата, кДж/кг.

633,1

,0

,4

Коэффициент удержания тепла =1-г10-3

,996

,997

,998

 

Уравнение теплового баланса пикового подогревателя

псвпGг(iвхг –iвыхг) = Gн (iвыхн –iвхн);

0,996Gг· (2859,8 –,69) = 314,28· (633,1 - 505,0);

Gг =18,26 кг/с.

Уравнение теплового баланса основного подогревателя 2-й ступени

псво2ст[Gг1(iвхг1 –iвыхг) + Gг2(iвхг –iвыхг)] = Gн(iвыхн –iвхн);

,997[Gг1(2763,3 –,96)+18,26(646,69 –,96) = 314,28·(505,0 –,4);

Gг1 = 17,10 кг/с.

Уравнение теплового баланса основного подогревателя 1-й ступени

псво1ст[Gг1(iвхг1 –iвыхг) + Gг2(iвхг2 –iвыхг) = Gн(iвыхн –iвхн);

,998[Gг1(2666,8 –,21) + 35,36·(541,96 –,21) = 314,28·(378,4 –,6);

Gг2=10,40 кг/с.

Расход дренажа в линию основного конденсата между ПНД-2 и ПНД-3

Gдр = 18,26 + 17,10 + 10,40 = 45,76кг/с.

3.1.3.Определение расхода пара на собственные нужды.

Для упрощения расчетов можно принять, что одна треть конденсата с температурой около 130 С и давлением 0,8-1,0 МПа направляется в деаэратор, а две трети конденсата - в главный конденсатор (с параметрами конденсата конденсатора).

В расчет принято Gсн = 30 кг/с.

Отбор пара на СН - из отбора 3: iсн = 2526,5 кДж/кг.

Возврат Gсн1= 10 кг/с - в деаэратор: tсн1 = 130С; Рсн = 1 МПа; iсн = 546,8 кДж/кг.

Возврат Gсн = 20 кг/с в главный конденсатор; Рсн = 4,5 кПа; iсн = i’= 129,98 кДж/кг.

3.1.4.Определение расхода пара на протечки.

В расчет принято Gпр = 0,004Gт.

Отбор на протечки - свежий пар: iпр =iпг=2776,4 кДж/кг.

Возврат протечек в главный конденсатор: iпр =129,98 кДж/кг.

3.1.5. Уравнения материальных балансов рабочего контура.

Перечень расходов среды, определяемых из расчета рабочего контура.

1. G пп - расход греющего пара на 2 ступень пароперегревателя;

2. Gот1 - расход греющего пара отбора N 1 (на ПВД-7 1 ступень пароперегревателя);

3. Gот2- расход греющего пара отбора N 2 (на ПВД-6);

4. Gот3 - расход греющего пара отбора N 3 ( деаэратор и СH);

5. Gот4 - расход греющего пара отбора N 4 ( на ПHД-4 и ПСВП);

6. Gот5 - расход греющего пара отбора N 5 ( на ПHД-3 и ПСВ 2ст);

7. Gот6 - расход греющего пара отбора N 6 ( на ПHД-2 и ПСВ 1ст);

8. Gот7 - расход греющего пара отбора N 7 (на ПHД-1)

9. Gт - расход пара на турбоустановку.

Уравнение материального баланса пароперегревателя 2 ступени

Gгвх= Gгвых ; Gнвх = Gнвых .

Расход греющей среды Gг = Gпп.

Расход нагреваемой среды; Gн = (Gт –Gот1 –Gот2 –Gот3 –GПП2 )Xот3.

Выходные величины уравнения Gпп, Gот1, Gот2, Gот3.

Уравнение материального баланса пароперегревателя 1 ступени

Gвх= Gгвых ; Gнвх = Gнвых .

Расход греющей среды Gг = Gпп1.

Расход нагреваемой среды; Gн = (Gт –Gот1 –Gот2 –Gот3 –GПП2 )Xот3.

Выходные величины уравнения Gпп1, Gот1, Gот2, Gот3, GПП2.

Уравнение материального баланса ПВД-7

Gгвх1 +Gгвх2 = Gгвых ; Gнвх = Gнвых .

Расход греющей среды Gгвх1 = Gот1 _Спп1; Gгвх2 = GПП2; Gгвых = Gот1+GПП2 - GПП1;; 

Расход нагреваемой среды Gн = Gт + Gпр.

Выходные величины уравнения Gот1, GПП2,GПП1.

Уравнение материального баланса ПВД-6

Gгвх3 + Gгвх2 + G    = Gгвых ; Gнвх = Gнвых .

Расход греющей среды Gгвх1= Gот2 ; Gгвх2 = Gот1 +GПП2 - GПП1 ;Gгвх3 = GПП1

Gгвых = Gот1+ Gот2+GПП2.

Расход нагреваемой среды Gн = Gт + Gпр.

Выходные величины уравнения Gот1 , Gот2 , GПП2.

Уравнение материального баланса деаэратора

Gвх1 + Gвх2 + Gвх3 + Gвх4+ Gвх5= Gвых;

Gвх1= Gот1 + Gот2 +GПП2 ;

Gвх2= Gсн1;

Gвх3= Gот3 –Gсн ;

Gвх4 = (Gт –Gот1 –Gот2 Gот3 - GПП2)  (1 –Xот3);

Gвх5 = (Gт –Gот1 –Gот2 Gот3- GПП2) · Xот3 + Gсн2 + Gпр ;

Gвых = Gт + Gпр.

Выходные величины уравнения Gот1, Gот2, Gот3 , Gд

Уравнение материального баланса ПHД-4

Gгвх = Gгвых ; Gнвх = Gнвых .

Расход греющей среды Gг = Gот4 · Gпсвп.

Расход нагреваемой среды

Gн = (Gт –Gот1 –Gот2 Gот3- GПП2) · Xот3 + Gсн2 + Gпр ;

Выходные величины уравнения Gот1 , Gот2 , Gот3 , Gот4,GПП2. 

Уравнение материального баланса ПHД-3

Gгвх1 + Gгвх2 = Gгвых; Gгвх = Gгвых.

Расход греющей среды Gгвх1 = Gот5 –Gпсво2ст ;

Gгвх2 = Gот4 -Gпсвп ;

Gгвых = Gот4 + Gîò5 –GïñâïGпсво2ст ;

Расход нагреваемой среды

Gн = (Gт –Gот1 –Gот2 Gот3- GПП2) · Xот3 + Gсн2 + GпрGот4  Gот5 + Gпсвп + Gпсво2ст .

Выходные величины уравнения Gот1 , Gот2 , Gот3 , Gот4 , Gот5 , GПП2.

Уравнение материального баланса ПHД-2

Gгвх = Gгвых  ; Gнвх = Gнвых .

Расход греющей среды: Gг = Gот6 –Gпсво1ст;

Расход нагреваемой среды

Gн = (Gт –Gот1 –Gот2 Gот3 - GПП2) · Xот3 + Gсн2 + GпрGот4  Gот5  Gпсво1ст .

Выходные величины уравнения Gот1 , Gот2 , Gот3 , Gот4 , Gот5 , Gот6 , GПП2.

Уравнение материального баланса ПHД-1

Gгвх1 + Gгвх2 = Gгвых ; Gнвх = Gнвых.

Расход греющей среды Gгвх1 = Gот7 ;

Gгвх2 = Gот6 – Gпсво1ст ;

Gгвых = Gот6 + Gîò7Gпсво1ст ;

Расход нагреваемой среды

Gн = (Gт –Gот1 –Gот2 Gот3- GПП2) · Xот3 + Gсн2 + GпрGот4  Gот5 + Gот6 + Gот7 .

Выходные величины уравнения Gот1 , Gот2 , Gот3 , Gот4 , Gот5 , Gот6 , Gот7, GПП2 .

3.1.6. Параметры теплообменивающихся сред рабочего контура.

Таблица 3.2.

Температура греющей среды в теплообменных аппаратах.

Наименование теплообменного аппарата.

Давление пара в точке отбора. МПа.

Потеря давления в подводящем паропроводе.

р=,

Давление среды в теплообменном аппарате, МПа.

Температура насыщения в теплообменном аппарате, С.

ПВД-7

3,0

,91

,2

ПВД-6

1,8

,728

,1

Деаэратор

1,1

,7

ПНД-4

0,56

,526

,8

ПНД-3

0,285

,265

,4

ПНД-2

0,142

,131

,3

ПНД-1

0,028

,025

ПП 2

6.2

.076

,4

ПП 1

3.0

.94

,7

Давление конденсатного насоса первого подъема

Ркн1 = Рбоу +Ропу + Рктр + Ррку + Ргеод –Ргк =

= 0,4 + 0,06 + 0,15 + 0,3 + 0,15 - 0,0045 = 1,0555 МПа.

В расчет принято Ркн1=1.06 МПа.

Давление конденсатного насоса второго подъема

Ркн2 = Рдеаэр+Рпнд + Рктр + Ррку + Ргеод =

=0,7 + 0,15 + 40,08 + 0,3 + 0,25 =1,72 МПа.

В расчет принято Ркн2 = 1,72 МПа.

Давление питательного насоса

Рпн = Рпг+ Рпг +Рпит.тр + Рпк + Рпвд + Ргеод- Рдеаэр=

= 6,6 + 0,3 + 0,25 + 1 + 2* 0,5 + 0 –,7 = 8,95 МПа.

В расчет принято Рпн = 8,45 МПа.

С учетом давлений насосов и гидравлических сопротивлений участков конденсатно-питательной системы давление нагреваемой среды принято:

Рвхпнд-1 = Ркн-2 = 1,72 МПа;

Рвхпнд-2 = 1,72 –,19 = 1,53 МПа;

Рвхпнд-3 = 1,53 –,19 = 1,34 МПа;

Рвхпнд-4 = 1,34 –,19 = 1,15 МПа;

Рвхд  = 1,15-0,19 = 0,96 МПа

Рвхпвд-6  = Рд + Рпн + Ргеод = 0,7 + 8,45 + 0,3 = 9,45МПа;

Рвхпвд-7 = 9,45 –,55 = 8,9 МПа;

Рвыхпвд-7 = Рвхпвд-7Рсопр= 8,9 –,6 = 8,3 МПа.

Таблица 3.3.

Параметры нагреваемой среды теплообменных аппаратов

Наименование

Давление, Мпа

Температура, С

Энтальпия, кДж/кг

ПВД-7  - вход

- выход  

8,9

,3

,5

,4

ПВД-6  - вход

- выход

9,45

,9

,3

,6

ПНД-4  - вход 1

- вход 2

- выход   

1,15

,96

,4

,2

,8

ПНД-3  - вход 1

- вход 2

- выход

1,34

,15

,9

,9

,2

ПНД-2  - вход 1

- вход 2

- выход

1,53

,34

,3

,2

,9

ПНД-1  - вход

- выход

1,72

,53

,3

ПП1  - вход

- выход

1,056

,056

,3

,9

,5

ПП2  - вход

- выход

1,056

,056

,5

,2

Таблица 3.4

Параметры греющей среды теплообменных аппаратов

Наименование

Характеристика

Энтальпия, кДж/кг

ПВД-7  - вход

- выход

Влажный пар отбора 1

Переохлаждённый дренаж

2667,4

,1

ПВД-6  - вход 1

   - вход 2

- выход    

Влажный пар отбора 2

Выход ПВД-7

Переохлаждённый дренаж

2594,5

,1

,1

ПНД-4  - вход

- выход

Перегретый пар отбора 4

Переохлаждённый дренаж

2859,8

,2

ПНД-3  - вход 1

   - вход 2

- выход

Перегретый пар отбора 5

Выход ПНД-4

Насыщенный дренаж

2763,3

,2

,2

ПНД-2  - вход

- выход

Влажный пар отбора 6

Переохлаждённый дренаж

2666,8

ПНД-1  - вход 1

   - вход 2

- выход

Влажный пар отбора 7

Выход ПНД-2

Насыщенный дренаж

2473,9

,2

ПП2  - вход

- выход

Свежий пар

Насыщенный дренаж

2776,4

ПП1  - вход

- выход

Влажный пар отбор 1

Насыщенный дренаж

2667,4

,1

Таблица 3.4

Параметры тепло обменивающихся сред деаэратора

Наименование теплообменного аппарата.

Энтальпия среды. кДж/кг

Примечание

Деаэратор   -вх-1

-вх-2

-вх-3

-вх-4

-вх-5

-вых

724,1

,8

,5

,1

,8

,1

Дренаж ПВД-6

Возврат сливов СН-1

Греющий пар отбора 3

Дренаж сепаратора

Выход нагреваемой среды ПНД-4

Насыщенная вода деаэратора

3.1.7. Уравнения тепловых балансов рабочего контура.

= 1 –r10 -3:

ПНД-1      0,999

ПНД-2      0,998

ПНД-3      0,997

ПНД-4          0,996

Деаэратор 0,995

ПВД-6       0,994

ПВД-7       0,993

Уравнение теплового баланса ПВД-7

пвд-7(Gот1 -Gпп1) (iвх1г –iвыхг)+ (Gпп2 (iвх2г –iвыхг)) = (Gт + Gпрот)(iвыхн –iвхн);

Gот1= Gпп1 + 0,05086 Gт - 0,18904 Gпп2

Уравнение теплового баланса ПВД-6

пвд-6[Gот2(iвх-1г –iвыхг) + Gпп2 (iвх3г –iвыхг) + Gот1(iвх-2г –iвыхг)] = (Gт + Gпрот) (iвыхн –iвхн);

Gот2= 0,08273 Gт - 0,0834 Gот1- 0,26406Gпп2

Уравнение теплового баланса деаэратора

деаэр(Gот1 + Gот2 + Gпп2iвх-1+ Gсн-1iвх-2 + (Gот2 - Gсн)· iвх-3 + (Gт  Gот1  Gот2 –Gот3- Gпп2)(1–Xот3) iвх-4 + ((Gт  Gот1  Gот2 –Gот3- Gпп2)·Xот3 + Gсн2 + Gпрот)iвх-5 = (Gт + Gпрот);

Gот3 = 0,03087Gт - 0,04528(Gот1 + Gот2 + Gпп2 + 17,298

Уравнение теплового баланса ПНД-4

пнд-4(Gот4  Gпсвп)(iвхг  iвыхг) = [(Gт  Gот1  Gот2 –Gот3 - Gпп2Xот3 + Gсн2 + Gпрот  (Gот4  Gпсвп + Gот5–Gпсво2ст)] (iвыхн –iвх1н) + (Gот4  Gпсвп + Gот5 –Gпсво2ст)·(iвыхн  iвх2н);

Gот4 = 0,06062Gт - 0,06035(Gот1 + Gот2 + Gот3+ Gпп2- 0,03384Gот5 + 20,221;

Уравнение теплового баланса ПНД-3

пнд-3[(Gот5  Gпсво2ст)(iвх1г –iвыхг) + (Gот4  Gпсвп)(iвх2г  iвыхг)] =

=[(Gт  Gот1  Gот2 –Gот3 - Gпп2)Xот3 + Gсн2 + Gпрот  Gот4  Gот5  Gпсво1ст](iвыхн  iвх1н) + Gпсвп(iвыхн iвх2н);

Gот5 = 0,04644Gт - 0,04623 (Gот1 + Gот2 + Gот3+ Gпп2 - 0,07304 Gот4+ 17,048

Уравнение теплового баланса ПНД-2

пнд-2(Gот6  Gпсво1ст)(iвхг –iвыхг) = [(Gт  Gот1  Gот2 –Gот3–Gпп2)Xот3 + Gсн2 + Gпрот  Gот4  Gот5 –Gпсво1ст (Gот6  Gпсво1ст + Gот7)](iвыхн  iвх1н) + (Gот6  Gпсво1ст + Gот7)(iвыхн  iвх2н);

Gот6 = 0,040135·Gт - 0,039952 (Gот1 + Gот2 + Gот3+ Gпп2 - 0,045764·(Gот4 +Gот5) 0,019342 *Gот7+ 10,934;

Уравнение теплового баланса ПНД-1

пнд-1[(Gот7(iвх1г  iвыхг) + (Gот6  Gпсво1ст)(iвх2г  iвыхг)] = [(Gт  Gот1  Gот2 –Gот3 - Gпп2)Xот3 + Gсн2 + Gпрот  Gот4  Gот5  Gот6  Gот7](iвыхн  iвхн);

Gот7 = 0,03224·Gт  0,032238(Gот1 + Gот2 + Gот3+ Gпп2- 0,036928 (Gот4 + Gот5 - 0,063974Gот6+ 1,019835;

Уравнение теплового баланса пароперегревателя 2-й ступени

пп2Gпп2(iвхг  iвыхг) = (Gт  Gот1  Gот2 –Gот3- Gпп2Xот3·(iвыхн  iвхн);

Gпп2 = 0,05588(Gт - Gот1 - Gот2- Gот3 .

Уравнение теплового баланса пароперегревателя 1-й ступени

пп1Gпп1(iвхг  iвыхг) = (Gт  Gот1  Gот2 –Gот3- Gпп2Xот3·(iвыхн  iвхн);

Gпп1 = 0,038389(Gт - Gот1 - Gот2- Gот3- Gпп2 .

Система уравнений

Gпп1 = 0,0021Gт - 0,6279

Gпп2 = 0,00325Gт- 0,9681

Gот1 = 0,07282Gт- 0,4366

Gот2 = 0,0613Gт+ 0,5291

Gот3 = 0,003Gт+ 17,2325

Gот4 = 0,0508Gт+ 18, 7294

Gот5 = 0,03624Gт+ 14,9238

Gот6 = 0,03015Gт+ 8,705

Gот7 = 0,0226Gт- 3,3468

3.1.8. Определение расхода пара на турбину ТПН.

Параметры турбопитательного насоса.

Подача ТПН

Gтпн = Gвыхд 

где Gвыхд = Gт + Gпрот = 1,004Gт кг/с;

Gтпн = 1,004 кг/c

Давление ТПН

Ртпн = 8,45 МПа.

КПД ТПН тпн = 0,8.

тпн = 0,001101 м/кг

Мощность ТПН

Nтпн= Ртпн Gтпнтпнтпн1000 = 8,45Gт 0,001101/  (0,81000) =11,6758 Gт.

Расход пара на турбину ТПН:

Gтпнп = Nтпн  мехтпн Hiтпн = 11,6758Gт / (0,98675,2)=0,01765 Gт  кг/с.

3.1.9. Определение расхода пара на главную турбину Gт.

Внутренняя мощность турбины.

Niт= Рг ген мех = 11000000,980,98 = 1145356,101 кВт.

Внутренние теплоперепады, срабатываемые на ступенях турбины

hстЦВД  =  iвх1ст –iвых1ст  = 2776,4 –,7  =  35,7 кДж/кг;

hстЦВД  =  iвх2ст –iвых2ст  = 2740,7 –,3  =  35,4 кДж/кг;

hтЦВД   =  iвх3ст –iвых3ст   =2705,3 –,4  =  37,9 кДж/кг;

hстЦВД  =  iвх4ст –iвых4ст  = 2667,4 –,6  =  45,8 кДж/кг

hстЦВД  =  iвх5ст –iвых5ст  = 2621,6 –,5  =  27,1 кДж/кг;

hстЦВД  =  iвх6ст –iвых6ст  = 2594,5 –,3  =  35,2 кДж/кг;

hстЦВД  =  iвх7ст –iвых7ст   = 2559,3 –,5  =  32,8 кДж/кг;

hстЦНД  =  iвх1ст –iвых1ст  = 2956,2 –,8  =  96,4 кДж/кг;

hстЦНД  =  iвх2ст –iвых2ст   = 2859,8 –,3  =  96,5 кДж/кг;

hстЦНД  =  iвх3ст—iвых3ст  = 2763,3 –,8  =  96,5 кДж/кг;

hстЦНД  =  iвх4ст –iвых4ст  = 2666,8 –,4  =  96,4 кДж/кг;

hстЦНД  =  iвх5ст –iвых5ст  = 2570,4 –,9  =  96,5 кДж/кг;

hстЦНД  =  iвх6ст –iвых6ст  = 2473,9 –,5  =  96,4 кДж/кг:

hстЦНД  =  iвх7ст –iвых7ст  = 2377,5 –,0  =  96,5 кДж/кг.

Расходы пара через ступени турбины

GстЦВД   =  Gт - Gпп2= Gт- 0,00325 Gт+ 0,9681= 0.99675 Gт+ 0,9681 кг/с;

GстЦВД  =  GстЦВД = 0.99675 Gт+ 0,9681 кг/с;

GстЦВД  =  GстЦВД = 0.99675 Gт+ 0,9681 кг/с;

GстЦВД  =  GстЦВД -Gот1 = 0.92393 Gт+ 1,4047  кг/с;

GстЦВД  =  GстЦВД = 0,92393Gт + 1,4047кг/с;

GстЦВД  =  GстЦВД   –Gот2 = 0, 86263Gт + 0,8756 кг/с;

GстЦВД  =  GстЦВД = 0,86263Gт + 0,8756 кг/с 

GстЦНД  =  GстЦВД –Gот3 –Gс –Gтпн = 0,75043Gт –,2796 кг/с;

GстЦНД  =  GстЦНД –Gот4 = 0,69963Gт –,009 кг/с;

GстЦНД  =  GстЦНД –Gот5 = 0,66339Gт –,9328 кг/с;

GстЦНД  =  GстЦНД –Gот6 = 0,63324Gт –,6378 кг/с;

GстЦНД  =  GстЦНД = 0,63324Gт –,6378 кг/с;

GстЦНД  =  GстЦНД –Gот7 = 0,61064Gт –,291 кг/с;

GстЦНД  =  GстЦНД = 0,61064Gт –,291 кг/с;

Внутренние мощности ступеней турбины

NiстЦВД  =  hстЦВДGстЦВД =  35,584Gт +34,561кВт;

NiстЦВД  =  hстЦВДGстЦВД  =  35,285Gт +34,271кВт;

NiстЦВД  =  hстЦВДGстЦВД  =  37,77683Gт +34,691кВт;

NiстЦВД  =  hстЦВДGстЦВД  =  42,31599Gт +64,335кВт;

NiстЦВД  =  hстЦВДGстЦВД  =  25,0385Gт +38,067кВт;

NiстЦВД  =  hстЦВДGстЦВД  =  30,36458Gт +30,821кВт;

NiстЦВД  =  hстЦВДGстЦВД  =  28,29426Gт +28,72кВт;

NiстЦНД  =  hстЦНДGстЦНД =  72,34145Gт –,553 кВт;

NiстЦНД  =  hстЦНДGстЦНД  =  67,5143Gт –,369 кВт; 

NiстЦНД  =  hстЦНДGстЦНД  =  64,01714Gт –,515 кВт;

NiстЦНД  =  hстЦНДGстЦНД  =  61,04434Gт –,884 кВт;

NiстЦНД  =  hстЦНДGстЦНД  =  61,10766Gт –,548 кВт;

NiстЦНД  =  hстЦНДGстЦНД  =  58,8657Gт –,252 кВт;

NiстЦНД  =  hстЦНДGстЦНД  =  58,92676Gт –,582 кВт;

Суммарная внутренняя мощность турбины

Ni  =   Niстi  =  678,47651Gт –,237 кВт.

Расход пара на турбину

678,47651Gт –,237 =  1145356,101;

Gт  = 1732,53 кг/с.

Расходы пара на потребители

Gт  = 1732,53 кг/с;

Gпрот  = 6,93 кг/с;

Gпп1 = 3,01 кг/с;

Gпп2 = 4,66 кг/с;

Gот1 = 125,73 кг/с;

Gот2 = 106,73 кг/с;

Gот3 = 22,43 кг/с;

Gот4 = 106,74 кг/с;

Gот5 = 77,71 кг/с;

Gот6 = 60,94 кг/с;

Gот7 = 35,81 кг/с;

Gтпнп = 30,58 кг/с;

Gгкп  = GстЦНД = 1004,66 кг/с;

Gсн   = 30 кг/с;

Gсн1 = 10 кг/с;

Gсн2 = 20 кг/с;

Gпсвп = 18,48 кг/с;

Gпсво2ст = 17,36 кг/с;

Gпсво1ст = 10,29 кг/с.

Паропроизводительность парогенераторов

Gпг = Gт + Gпп + Gпрот  =  1739,46 кг/с.

Энтальпия пара на выходе из ПГ iпг = 2776,4 кДж/кг.

Тепловая мощность ядерного реактора

Qяр = Gпг(iпг  iпв)тпк = 1739,46(2776,4 945,4) 0,98 = 3249950,27 кВт.

В расчет принят ядерный реактор тепловой мощностью

Qяр = 3250 Мвт.

КПД АЭУ брутто

аэу.брутто = Рг Qяр = 11003250 = 0,3385.

аэу.брутто  =  0,3385 .

3.2.Определение параметров основных циркуляционных насосов АЭУ и энергозатрат на собственные нужды.

3.2.1. Расчет параметров главного циркуляционного насоса первого контура.

В  качестве ГЦН в двухконтурной АЭУ обычно применяют одноступенчатые центробежные насосы.  В каждой из  параллельно  включенных петель первого контура предусматривают один ГЦН.

Тракт теплоносителя первого контура представлен в виде четырех параллельных петель, в каждой из которых циркуляция обеспечивается ГЦН-насос центробежный вертикальный одноступенчатый с электроприводом, с механическим уплотнением вала насоса. Частота вращения принята 1000 об/мин. Приводной двигатель - асинхронный двигатель переменного тока.

Подача насоса

Qгцнном = Qярном( (iТ1  iТ2) (zгцн

где Qярном = 3 250 000 кВт;

= f(16,5 МПа,294 оС) = 0,00135097 м/кг;

zгцн = 4;

Qгцнном = 32500000,00135097185,064)=5,9314 м/с.

В расчет принято Qгцнном = 6,0 м/с.

Давление насоса Ргцнном = 0,7 МПа.

Коэффициент быстроходности насоса

ns = 20,1nгцнном(Ргцнном·10-3)/4 = 362

 

Мощность насоса

Nгцнном = Ргцнном Qгцнном(згцнном.1000=0,7106,00,771000=

=5454,55 кВт.

Мощность насоса на холодной воде оценена по прототипному насосу

Nгцнхол.вод = 7000 кВт.

Мощность двигателя по ГОСТ 12139 - 84 Nдвном = 8000 кВт.

КПД двигателя дв = 0,92.

Мощность, потребляемая из сети

Рс = Nдвном (Кздв дв),

где Кздв = Nгцн Nдвном = 5454,558000 = 0,682;

Рс = 80000,5950,92 = 5928,9 кВт.

3.2.2. Расчет параметров конденсатного насоса первого подъема.

Узел конденсатных насосов первого подъема представлен двумя параллельно включенными работающими насосами (третий резервный). Каждый насос - центробежный вертикальный 4 - ступенчатый с пред включенным колесом. Частота вращения насоса 750 об/мин. Приводной двигатель - асинхронный двигатель переменного тока.

Подача насоса

Qкн-1ном = Кз G  Zкн-1 , 

где Zкн-1 = 2;

Кз = 1,15;

G = Gст.цнд + Gсн2 + Gпрот + Gтпн =1062,17 кг/с

= (р = 0,0045 МПа) = 0,0010046 м/кг;

Qкн-1ном = 0,51,151062,170,0010046 = 0,6136 м/кг;

В расчет принято: Qкн-1ном = 0,62 м/с.

Давление насоса: Pкн-1ном = 1,06 МПа

Коэффициент быстроходности насоса

ns= 20,1. nкн-1ном ((Pкн-1ном /4)10-3)/4=181

КПД насоса: = 0,84

Мощность насоса

Nкн-1ном = Pкн-1ном Qкн-1ном кн-1ном 1000)=1,06100,620,841000=782,4 кВт

Мощность двигателя по ГОСТ 12139 - 84 Nдвном = 800 кВт.

КПД двигателя дв= 0,96

Коэффициент загрузки двигателя

Qкн-1 Qкн-1ном = 0,6136 1,150,62) = 0,861

Nкн-1 = дв  Nкн-1ном = 0,96782,4 = 751,1 кВт.

где Кздв = Nкн-1 Nдвном =751,1800 = 0,939;

Мощность, потребляемая из сети

Рс = Nдвном Кздв дв = 8000,9390,96 = 782,4 кВт.

3.2.3. Расчет параметров конденсатного насоса второго подъема.

Узел конденсатных насосов второго подъема представлен двумя параллельно включенными работающими насосами (третий резервный).Каждый насос - центробежный горизонтальный 1 - ступенчатый с колесом двухстороннего входа. Частота вращения насоса 3000 об/мин. Приводной двигатель - асинхронный двигатель переменного тока.

Подача насоса

Qкн-2ном  = (1 Zкн-2)Кздв G ,

где Zкн-2 =  2;

Кз = 1,15;

G = 1062,17 кг/с;

= (р=0,011 МПа) = 0,0010111 м/с.;

Qкн-2ном  = (12)1,151062.170,0010111 = 0,618 м/с.

В расчет принято Qкн-2 = 0,62 м/с.

Давление насоса Pкн-2ном = 1,72 МПа.

Коэффициент быстроходности насоса

ns = (20,1 · nкн-2ном )((Pкн-2ном 4)10-3)\4 = 503

КПД насоса кн-1ном = 0,8

Мощность насоса

Nкн-2ном = Pкн-2ном Qкн-2ном  кн-2ном.1000)=

=1,72100,620,81000 = 1333 кВт.

Мощность двигателя по ГОСТ 12139 - 84 Nдвном = 1400 кВт.

КПД двигателя дв = 0,9

Коэффициент загрузки двигателя

Qкн-2 Qкн-2ном = 0,621,150,618 = 0,872

Nкн-2= 0,93Nкн-2ном = 0,931333=1240 кВт;

где Кздв = Nкн-2 Nдвном =12401400=0,886;

Мощность, потребляемая из сети

Рс = Nдвном Кздв дв = 14000,8860,9 = 1378 кВт.

3.2.4. Расчет параметров главного питательного насоса.

Узел главного питательного насоса представлен двумя параллельно включенными турбопитательными насосами. Каждый ТПН состоит из последовательно включенных насосов - предвключенного БН и основного ОПН. Оба насоса приводятся в действие общим паротурбинным приводом: БП - через одноступенчатый редуктор, ОПН - непосредственно.

Предвключенный насос—центробежный горизонтальный одноступенчатый с колесом двухстороннего входа. Частота вращения 1800 об/мин.

Основной насос - центробежный горизонтальный 3 - ступенчатый. Частота вращения - 3500 об/мин.

Параметры предвключенного насоса

Подача насоса

Qбнном = (1 zбн)КзG,

где zбн = 2;

Кз = 1,15;

G = 1,0454571395,791,47592 = 1739,46 кг/с;

 ном = (р = 0,7 МПа) = 0,0011082 м/кг;

Qбнном =(1 2)1,151739,460,0011082 = 1,1084 м/кг;

В расчет принято: Qбнном = 1,12 м/с.

Давление насоса Рбнном = 0,2Рпн = 0,28,45 = 1,69 МПа.

В расчет принято Рбнном = 1,7 МПа.

Коэффициент быстроходности насоса

ns=(20,1. nбнном(((Pбнном 4)10-3)/4  = 409

КПД насоса бнном = 0,8.

Мощность насоса

Nбнном = Рбнном Qбнном бнном 1000 = 1,7101,120,81000=

=2380 кВт.

Параметры основного питательного насоса

Подача насоса

Qопн= Qбн = 1,12 м/с.

Давление насоса

Ропнном = Рпнном  Рппнном = 8,451,7 = 6,75 МПа.

Коэффициент быстроходности насоса

ns= 20,1nопнном (Ропнном 10-3 4)\4 =284

КПД насоса опнном = 0,8

Мощность насоса

Nопнном = РопнномQопнном опнном1000 = 6,75101,120.81000 =

= 9450 кВт.

Мощность питательного насоса в целом

Nпнном = Nппнном + Nопнном =2380 + 9450 = 12830 кВт.

3.2.5. Расчет параметров главного циркуляционного насоса системы технического водоснабжения.

Узел насосной станции технического водоснабжения представлен тремя параллельно включенными осевыми насосами. Частота вращения насоса 300 об/мин. Приводной двигатель - асинхронный двигатель переменного тока.

Подача насоса

Qцнгкном = (1/ zцнгк)Кз Gнтв,

где: zцнгк = 3;

Кз = 1,15;

m = 50 - кратность циркуляции - принята в расчет;

G = 1,1·Gстцндm = 55256,3 кг/с;

тв = 0,001 м/кг;

Qцнгкном = (1/3)1,1555256,30,001=21,18 м/с.

В расчет принято: Qцнгк = 21,2 м/с.

Давление насоса: Pцнгкном = 0,221 МПа.

Коэффициент быстроходности насоса

ns= 20,1 ,nцнгкном ( (Рцнгкном,10-3) 3/4  = 484

КПД насоса цнгкном = 0,88

Мощность насоса

Nцнгкном = (Рцнгкном Qцнгкномцнгкном 1000) = 0,2211021,20,881000) =

= 5324,09 кВт.

Мощность двигателя по ГОСТ 12139 - 84 Nдвном = 5600 кВт.

КПД двигателя двном = 0,90

Коэффициент загрузки двигателя

Qцнгк Qцнгк ном = 0,87

Nцнгк = 1,04Nцнгк ном = 1,045324,09 = 5537,05 кВт.

Кздв = Nцнгк Nдвном = 5537,055600 = 0,989

Мощность, потребляемая из сети

Рс = Nдвном Кздв дв = 6152,28 кВт.

3.2.6. Определение затрат электроэнергии на собственные нужды КПД АЭУ нетто.

Часть электроэнергии, выработанной на АЭС, расходуются на собственные  нужды.  Причем,  энергия расходуется не только на функционирование механизмов,  обслуживающих АЭУ, но и на механизмы,  не связанные непосредственно с энергоустановкой - например, спецпрачечные, бытовые комплексы, освещение и др. Однако  большая часть затрат электроэнергии связана с обеспечением работы энергоустановки.

Весь расход электроэнергии на собственные нужды независимо от назначения электропотребляющих механизмов принято  относить к затратам,  снижающим экономичность АЭУ.

Затраты электроэнергии на ГЦН, КН-1, КН-2, ЦНГК:

Рс = 45928,9 + 2782,4 + 21378 +36152,3 = 46493,3 кВт.

Затраты электроэнергии на прочие потребители собственных нужд:

Рс доп = 0,015Ргном = 0,0151,110 = 16 500 кВт.

Суммарные затраты электроэнергии на собственные нужды

Рсн = 46493 + 16500 = 62993 кВт.

Относительные затраты электроэнергии на собственные нужды:

сн = Рг  Рсн Рг = (1100000 –) 1100000 = 0,943

КПД АЭУ нетто:

аэунетто = аэубрутто сн = 0,33850,943 = 0,319

4. ОПРЕДЕЛЕHИЕ ПАРАМЕТРОВ ОСHОВHЫХ ЭЛЕМЕHТОВ АЭУ АЭС

4.1. Параметры ядерного реактора.

Энергия, выработанная за время кампании

Параметры ядерного реактора.

В процессе выбора параметров теплоносителя первого контура и расчета расходов сред в контурах  двухконтурной  АЭУ определены  некоторые  параметры  ядерного реактора - давление теплоносителя, температура на входе и выходе из ядерного реактора, расход теплоносителя через активную зону и тепловая мощность реактора.

Для полной  характеристики  ядерного  реактора необходимо определить также загрузку ядерного топлива в активную  зону  и массогабаритные показатели реактора.

Для ядерного реактора корпусного типа, работающего в составе двухконтурной установки,  загрузка ядерного  топлива определяется  его мощностью и заданной кампанией,  а также реально достижимой в настоящее время глубиной выгорания ядерного топлива.

В таких реакторах для обеспечения более глубокого выгорания топлива первоначально в активную зону загружают  каналы  с топливом различного обогащения изотопом U. Кампанию реактора делят на несколько периодов - обычно три периода.  В  конце каждого периода из центральной части активной зоны где топлива выгорает наиболее интенсивно, выгружают каналы с предельно использованным топливом. На их место перегружают каналы из средней части активной зоны,  где из-за менее интенсивного использования  топлива  остается значительная часть работоспособного урана. Аналогично перегружаются каналы из периферийной части в среднюю  часть.  Каналы со свежим топливом загружают в периферийную часть активной зоны.  В процессе двухкратной перегрузки каналов  достигается достаточно глубокая степень использования ядерного топлива.

Энергия, выработанная за время кампании

Е = Qярном , МВтч,

где: = 37000 ч - принято по прототипу;

Е = 325000021000 = 6,82510 кВтч.

Загрузка урана в активной зоне

Мu = Е (R24) кг,

где R = 35 МВтсут/кг - принято по прототипу;

Мu = 6,82510352410 = 81,25 т.

Габариты активной зоны определяют исходя  из  мощности ядерного реактора и принятой в расчет энергонапряженности (мощность,  генерируемая в единичном объеме активной  зоны) q.  Величина q определяется компоновкой активной зоны и ее поверхности теплоотдачи, допустимой тепловой нагрузкой, степенью неравномерности тепловыделений в активной зоне, гидродинамикой

потока теплоносителя и др.  На начальной стадии проектировании АЭУ  значение q можно принять по прототипному ядерному реактору.

Объем активной зоны

Vаз = Qярном q м,

где q = 111 Мвт/м - принято по прототипу;

Vаз = 3250111 = 29,28 м3,

Диаметр активной зоны

Dаз = 3,16 м - принято по прототипу.

Высота активной зоны

Hаз = (4Vаз Dаз = 429,283,14(3,16) = 3,74 м.

Габаритный диаметр ЯР Dяр = Dяр пр = 4,535 м.

Габаритная высота ЯР Hяр = hярHаз м,

где hяр = Hярпр Hазпр = 10,883,56 = 3,056

Hяр =3,0563,74 = 11,43 м.

Масса ЯР Мяр = mярVяр т,

где mяр = Мярпр Vярпр = Мярпр(( Dярпр,Hярпр) 4) =

= 82443,14(4,535)11,43 = 4,46 т/м

Мяр = 4,69DярHяр 4 = 4,463,14(4,535)11,43)4 = 823 т.

Итоговые данные параметров ЯР:

Тепловая мощность - 3250 Мвт.

Давление теплоносителя - 16,5 МПа.

Температура теплоносителя - на выходе из ЯР - 326 С;

  1.  на входе в ЯР - 294 С.

Расход теплоносителя через активную зону -  17562 кг/с.

Размеры активной зоны - высота - 3,74 м;

  1.  диаметр - 3,16 м.

Топливо - UO.

Материал оболочки ТВЭЛа - циркониевый сплав.

Средняя энергонапряженность активной зоны - 111 МВт/м.

Загрузка урана - 81,25 т.

Кампания активной зоны - 3 7000 ч.

Корпус реактора - высота - 11,43 м;

  1.  диаметр максимальный - 4,535 м.

Масса сухого реактора в сборе –т.

4.2. Параметры парогенератора.

Паропроизводительность камеры парогенератора

Gпгкпг = Gп zкпг = 1739,464 = 434,865 кг/с.

Параметры генерируемого сухого насыщенного пара

  1.  давление - 6,6 МПа;
  2.  температура - 282 С.

Тепловая нагрузка камеры парогенератора

Qкпг = Qярном тпк zкпг = 32500,994 = 804,375 Мвт.

Расход теплоносителя через камеру ПГ

Gткпг =Gт zкпг =  175624 = 4390,5 кг/с.

Поверхность теплопередачи камеры ПГ

Fрасчкпг = Qкпг кпг tпг м2,

где Qкпг = 804,375 Мвт;

кпг = 5,4 кВт/м, оС - принято по прототипу;

tпг = ( tб   tм)ln( tб tм);

где: tб = tт1  tпг = 326 – =  44 оС;

tм = tт2  tпг = 294 282 = 12 оС;

tпг = (44 - 12)  ln(4412) = 24,63 оС;

Fрасчкпг = 804,375 (5,424,63) = 6047,84 м.

Fкпг = 1,1 Fрасчкпг = 1,1 6047,84 = 6652,63 м.

В расчет принято Fкпг = 6700 м.

Массогабаритные показатели камеры ПГ  находятся  в прямой  зависимости от ее паропроизводительности,  поверхности теплопередачи,  компоновочной схемы и свойств  конструкционных материалов. Из-за сложной взаимосвязи указанных факторов трудно дать простые расчетные зависимости для определения массогабаритных показателей камеры ПГ. Ограничимся оценочными расчетными зависимостями, построенными на использовании удельных параметров прототипных парогенераторов.

Объем камеры ПГ

Vкпг = vкпг Fкпг м,

где vкпг = Vпркпг  Fпркпг = ( Dпркпг Lпркпг4Fпркпг = 0,028427 м/ м.

Vкпг = 0,0284276700 = 190,46 м.

Dкпг = 4 м - принято по прототипу.

Lкпг = 4Vкпг)(Dкпг) = 4190,46 3,1416 = 15,2 м.

Масса камеры ПГ

Mкпг = mкпгVкпг,т

где mкпг = Mпркпг Vпркпг  = 1,179 т/м;

М кпг = 1,179190,46 = 224,55 т.

4.3. Параметры главной турбины.

В  тепловом  расчете  рабочего  контура  проточная часть главной турбины была представлена в виде последовательно включенных по потоку пара двух цилиндров - ЦВД и ЦHД с  промежуточной  сепарацией и промежуточным перегревом пара между ними.

С учетом принимаемой компоновки проточной  части  турбины можно будет оценить массогабаритных показатели отдельных агрегатов и турбоагрегата в целом.

Параметры ЦВД.

Компоновку ЦВД  разрабатываемой  турбины  принимаем, ориентируясь на прототипную турбину.

Ориентируясь на  прототипные  данные, принимают длину лопатки первой ступени ЦВД.  Причем, длина лопатки не должна быть меньше 12 мм.

Важным параметром  ЦВД  является  средний  диаметр первой ступени.  Обычно средний диаметр ступени не  должен  превышать 1,1-1,2 м (по условиям поковки ротора). Кроме того, диаметр не должен быть значительным и по условиям экономичности  турбины: увеличение диаметра ступени ведет к уменьшению длины лопатки и таким образом к увеличению потерь энергии в ступени. С учетом принятого значения  длины  лопатки первой ступени ЦВД определяют ее средний диаметр.

Обычно для турбины с частотой вращения n=1500  об/мин средний диаметр облопатывания I ступени ЦВД находится в пределах до 1,8  м. Получаемые при этом геометрические параметры  ЦВД  обычно не приводят к предельно допустимым значениям напряжений в корневом сечении лопатки,  а параметры пара за последней ступенью ЦВД не приводят к предельно допустимым скоростям истечения пара.

ЦВД - двух поточный агрегат.

Средний диаметр первой ступени ЦВД

d =

где Gп = 0,5Gт = 0,51732,53 = 866,265 кг/с;

- удельный объем пара за первой ступенью ЦВД,

= f(р=5 МПа, х=0,968) =’, (1-х) + ”, х  = 0,03819 м/кг;

u/cф = 0,5 - принято в расчет;

n - частота вращения ротора, n = 25 об/с (1500 об/мин) - принято в расчет;

- степень реактивности первой ступени ЦВД,

= 0,02 - принято в расчет;

- угол выхода потока пара из сопловой решетки,

=12о - принято в расчет;

е - степень парциальности, е = 1;

l- длина сопловой лопатки первой ступени ЦВД, 

l = 0,104 м - принято в расчет;

d==1,770 м.

Параметры ЦНД.

ЦНД - три двух поточных агрегата.

Длина лопатки последней ступени ЦНД

l = 1,45 м - принято в расчет по прототипу.

Средний диаметр последней ступени ЦНД

d = l м,

где  - веерность последней ступени ЦНД, = 2,87 - принято по прототипу;

d = 1,452,87 = 4,162 м.

Площадь проходного сечения одного выхлопа ЦНД

=dl = 3,144,1621,45 = 18,95 м.

Скорость пара на выходе из ЦНД

с = Gп zпотокцнд м/с,

где: Gп = 1040,47 кг/с;

=’((1-х) + ”, х = 0,0010046(1 –,886) + 31,142, 0,886 = 28,59 м/кг;

zпотокцнд = 6;

= 18,95 м;

с =  = 261,63 м/с.

4.4. Параметры главного конденсатора.

Главный конденсатор (ГК) АЭУ АЭС - поверхностный теплообменный аппарат, охлаждающая поверхность которого - поверхность трубного пучка,  выполненного из параллельно включенных прямых трубок. В межтрубном пространстве организован нисходящий поток конденсирующегося  пара.  Межтрубное  пространство завершается конденсатосборником,  расположенным в нижней части ГК.  Внутри трубок прокачивается охлаждающая вода.  Для подвода и отвода охлаждающей воды предусмотрены водяные камеры.  

Главная конденсационная установка представлена тремя двух заходными конденсаторами поверхностного типа (по количеству ЦНД турбоагрегата).

Рис.4.1. Схема подачи охлаждающей воды на конденсационную установку

Тепловая нагрузка конденсатора

Q = Gп(iвх –iвых) = 1004,66·(2281 –,98) = 2161023,7 кВт.

Средний температурный напор теплопередачи в конденсаторе

tгк = tб   tм ln ( tб  tм),

где: tб = tк  tохл.ввх = 31 –= 16  оС;

tм = tк  tохл.ввых = 31 –,68 = 5,32 оС;

tгк = (16 –,32)  ln (16 5,32) = 9,6993 С

Коэффициент теплопередачи главного конденсатора

к=4,07а ·[ 1,1·wв ]X  [(1- в··(35 tохл.в)1000]  

· [1 + ((Z2)/ 10)(1 tохл.в /35)] Фв 

где а - коэффициент чистоты, а = 0,825 - принято по прототипу;

wв - скорость охлаждающей воды в трубках,

wв = 2,2 м/с - принято по прототипу;

dвн - внутренний диаметр трубок,

dвн = 26 мм - принято по прототипу;

х = 0,12. а.(1+0,15. tохл.в) = 0,12. 0,825.(1 + 0,15. 15) = 0,32175;

в = 0,52 7,2·Gп F = 0,52 - 7,2958,399430 = 0,4506,

где: F = Fпрот = 99430 м;

z - количество заходов охлаждающей воды, z = 2;

Фв - коэффициент паровой нагрузки, Фв = 1;

к=2.871 кВт/(мград)

Поверхность теплообмена конденсатора

F = Q К. t =2161023,72,8719,6993 = 77604,3 м

Количество параллельно включенных трубок конденсатора

nтр = Gохл.в 4dвнwвв,

где Gохл.в = Gп m = 1004,6650 = 50233 кг/с;

dвн = 0,026 м;

wв = 2,2 м/с;

в = 1000 кг/м;

nтр = (502334)(3,140,0262,21000) =43027,8 шт.

Действительное (полное) количество трубок

nтрд =znтр = 243028 = 86056.

Длина одной трубки

Lтрд = F dнарnтрд  = 77604,33,140,02886056 = 10,26 м,

где: dнар = 0,028 м - принято в расчет.

Площадь трубной доски.

Sтр.д= (nтрд / zсекгк)·(. dнар/4))uтр = (86056/3)(3,140,028/40,25=

= 70,62 м,

где: uтр = 0,25 - коэффициент использования трубной доски - принято в расчет.

Условный диаметр эквивалентной трубной доски

Dтр.дусл= = 9,485 м.

Lтрдейств/ Dтр.дусл = 1,082.

Габаритный диаметр конденсатора

Dконд = Dтр.дусл+ 0,6 =9,485 + 0,6 = 10,085 м.

Габаритная длина конденсатора

Lконд = Lтрдейств + 2. Lвод.к = 10,26 + 2. 1,2 = 12,66 м,

где Lвод.к = 1,2 м - длина водяной камеры в осевом направлении конденсатора принято в расчет.

Габаритный объем конденсатора

Vконд = DкондLконд 4 = 3,14(10,085)12,664 = 1010,8 м.

Масса конденсатора

Mконд = mконд Vконд т,

где mконд = Mконд пр Vконд пр = Mконд пр (HBL)конд пр =

= 683,75,5466,69814,0=1,315 т/м;

Mконд = 1,315· 1010,8 = 1329,17 т.

  1.  ЭКСПЛУАТАЦИЯ АЭС.

6.РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ И БЕЗОПАСНОСТИ

АЭУ АЭС

  1.  В данной работе произведен расчет и анализ надежности элементов активной зоны ядерного    реактора типа ВВЭР-1000.

Активная зона и другие системы, определяющие условия ее работы, должны быть спроектированы таким образом, чтобы исключить превышение пределов повреждение ТВЭЛов на протяжении установленного для них срока использования в размере при условиях нормальной эксплуатации . Не должно допускаться превышение указанных пределов также ни при одной из следующих аварийных ситуаций ( с учетом действия защитных систем безопасности) :

  1.  неисправностях систем контроля и управления реактора ;
  2.  потеря энергоснабжения главных циркулирующих насосов;
  3.  отключение турбогенераторов и потребителей тепла;
  4.  полной потери источников энергоснабжения нормальной эксплуатации;
  5.  течах первого контура, компенсируемых системами подпитки нормальной эксплуатации;
  6.  непосадке после срабатывания одного предохранительного клапана;

Активная зона должна быть спроектирована таким образом, чтобы при нормальной эксплуатации в аварийной ситуации и при проектных авариях любое изменение реактивности, возникающее либо за счет непреднамеренного перемещения органов регулирования, либо за счет имеющихся эффектов реактивности, не вызывали неуправляемого роста энерговыделения в активной зоне, приводящих к повреждению ТВЭЛов сверх установленных для аварий проектных пределов.

Вторым важным  требованием к активным зонам является требование того, чтобы характеристики ядерного топлива, конструкции реактора и оборудования первого контура были бы такими, чтобы при возможных запроектных авариях, приводящих к разрушению активной зоны, плавлению ядерного топлива , не допускалась возможность образования вторичных критических масс. Однако, если технически невозможно предотвратить образование вторичной критической массы, на АЭС должны быть предусмотрены локализующие системы, которые при запроектных ававриях обязаны обеспечивать ограничение определенных пределов радиационного воздействия на персонал, население и окружающую среду.

  1.  Функциональная схема к расчету надежности АЗ                                                                                  

d1

c0

d2

d2

d2

  1.  Расчет надежности элементов активной зоны.

Расчет надежности будем производить с учетом полного времени эксплуатации ТВС в АЗ ядерного реактора, т.е. t1=7200 час, t 2=14400 час, t3=