95929

РАСЧЕТ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ I-ГО И II-ГО КОНТУРОВ БЛОКА С РЕАКТОРОМ ВВЭР-600

Дипломная

Энергетика

В активной зоне реактора она нагревается до 595 0К и направляется в парогенераторы где охлаждается отдавая тепло рабочему телу второго контура. Вода первого контура при работе реактора приобретает высокую наведённую радиоактивность даже без нарушения плотности оболочек ТВЭЛов так как в воде практически всегда присутствует примеси...

Русский

2015-10-01

1.21 MB

3 чел.

1 ОПИСАНИЕ ПРИНЦИПИАЛЬНОЙ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ И ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

I-ГО И II-ГО КОНТУРОВ БЛОКА

С РЕАКТОРОМ ВВЭР-600

         1.1 Описание принципиальной тепловой схемы

                                 I-го и  II-го контуров

Первый контур  состоит из реактора и четырёх петель, каждая из которых включает парогенератор, главный циркуляционный насос и главные циркуляционные трубопроводы, устройство нескольких параллельных петель исключает необходимость резервирования оборудования, в частности циркуляционных насосов. Число параллельных петель определяется максимально достижимой мощностью отдельных элементов оборудования. Вода в реактор поступает при давлении 16,6 МПа с температурой 562 0К. В активной зоне реактора она нагревается до 595 0К и направляется в парогенераторы, где охлаждается, отдавая тепло рабочему телу второго контура. Из парогенераторов вода главными циркуляционными насосами возвращается в реактор.

Передача теплоты в парогенераторах происходит без фазовых превращений теплоносителя первого контура. Вскипание теплоносителя предотвращается высоким давлением в контуре. Для создания необходимого давления требуется внешний специальный источник, которым является паровой компенсатор давления (КД). Он служит для компенсации изменения давления теплоносителя при нагревании его в контуре.

Вода в КД нагревается электронагревателями и испаряется, что приводит к повышению давления в первом контуре. КД соединен с "горячей" веткой главного циркуляционного трубопровода (ГЦТ). Для предотвращения повышения давления сверх допустимого в паровое пространство КД впрыскивается теплоноситель из "холодной" ветви ГЦТ. Если при впрыске "холодного" теплоносителя повышение давления не прекращается, то срабатывает импульсно-предохранительное устройство (ИПУ КД), и часть пара сбрасывается в барботер. Температура воды в барботёре ~ 333 0К, для того чтобы конденсировался пар, сбрасываемый из КД. Если давление в барботёре, в свою очередь,  превышает допустимое, то срабатывает предохранительный клапан на барботёре и среда первого контура выбрасывается в помещение.

Вода первого контура при работе реактора приобретает высокую наведённую радиоактивность даже без нарушения плотности оболочек ТВЭЛов, так как в воде практически всегда присутствует примеси, которые активируются  в  активной  зоне (например,  продукты  коррозии,  соли и т. п.). Оборудование первого контура становится источником ионизирующего излучения, и поэтому его размещают в необслуживаемых помещениях. Следовательно, конструкция оборудования должна обеспечить его длительную работу (например, в течение полутора – двух лет) без обслуживания и прямого контроля со стороны персонала.

Для предотвращения накопления примесей в теплоносителе первого контура предусмотрена система мероприятий называемая продувкой. Суть этой системы заключается в том, что часть теплоносителя с напорной стороны ГЦН отводится для очистки в фильтрах с расходом до 22 кг/с. Перед фильтрами продувочная вода охлаждается до температуры 318 0К, охлаждение происходит за счет отдачи тепла очищенной воде в регенеративном теплообменнике, которая после фильтров возвращается в контур на всас ГЦН. Окончательное охлаждение продувочной воды происходит технической водой в холодильнике.

Компенсация потерь теплоносителя первого контура, а также первичное заполнение первого контура производится подпиточными насосами. Параллельно устанавливается не менее двух центробежных насосов.

Все современные ЯЭУ снабжены системами аварийного охлаждения активной зоны реактора (САОЗ), которые обеспечивают отвод тепла из активной зоны в случае аварии с потерей теплоносителя I контура. САОЗ реактора ВВЭР-1000 включает в себя САОЗ высокого и низкого давления, соответственно САОЗ ВД и САОЗ НД, а также пассивную часть (гидроемкости САОЗ) (5). Принцип действия ГЕ САОЗ основан на подаче раствора борной кислоты из баков-аккумуляторов в реактор, при разгерметизации первого контура (эквивалентный диаметр течи > 120 мм). При аварии раствор вытесняется из гидроемкостей азотом, и подается в реактор.

 

Энергетическая связь первого и второго контуров осуществляется через ПГ.

Свежий пар от парогенераторов поступает по двум паропроводам Ду 600 в главный паровой коллектор (ГПК). На каждом паропроводе установлен блок клапанов высокого  давления (блок состоит из  последовательно  расположенных  одного стопорного и одного регулирующего клапанов). Hа каждом  паропроводе свежего пара перед блоком клапанов установлена запорная задвижка.

Из ГПК пар по двум паропроводам Ду800 подается на паровпуск ЦВД. После ЦВД  паp по двум pесивеpам Ду1600 поступает в  два сепаpатоpа-паpопеpегpевателя, в котоpых осуществляется повышение параметров пара (пеpегpев паpа), напpавляемого в ЦHД. Греющим паpом СПП  является свежий паp, отбиpаемый из ГПК.

Паp к СПП подводится по паpопpоводу  Ду400  чеpез  последовательно установленные задвижку с байпасом Ду50 и pегулиpующий  клапан с помощью котоpого  поддеpживается  заданная  темпеpатуpа  паpа  пеpед ЦHД пpи пусках энергоблока.

После ЦНД отработавший  пар  напpавляется  в  конденсатоpы туpбины, где пpоисходит его конденсация  пpи  давлении   ниже атмосфеpного. Конденсат из конденсатосбоpников  конденсаторов  откачивается  конденсатными насосами первой ступени, и чеpез фильтры блочной обессиливающей установки (БОУ) поступает в ПHД-I, откуда самотеком сливается в ПHД-2. Из ПHД-2 основной конденсат откачивается конденсатными насосами втоpой ступени чеpез поверхностные подогpеватели низкого давления в деаэpатоpы. Вода из деаэpатоpов питательными насосами подается в паpогенеpатоpы ЯППУ чеpез подогpеватели высокого давления.

1.2  Описание основного оборудования I-го контура

          1.2.1  Основные характеристики реактора

Реактор энергетический  ВВЭР-600  предназначен  для  выроботки тепловой энергии  за  счет  цепной  реакции деления ядер. Реактор водо-водяной, гетерогенный, корпусного типа, работающий на тепловых нейтронах с  водо-водяным теплоносителем-замедлителем (вода под давлением).

Реактор представляет  собой  вертикальный цилиндрический корпус с элиптическим днищем, внутри  которого  размещается  активная  зона  и внутрикорпусные устройства. Сверху  реактор герметично закрыт крышкой с установленными на ней приводами механизмов и органов регулирования и защиты реактора,  и патрубками для вывода кабелей датчиков внутриреакторного контроля. Крепление крышки к корпусу осуществляется  шпильками. В верхней  части  корпуса имеются патрубки для подвода и отвода теплоносителя (по два патрубка на петлю), а также патрубки  для  аварийного подвода теплоносителя при разгерметизации контура.

Циркуляция теплоносителя осуществляется  по  двум  замкнутым петлям I контура. Вода I контура, охлажденная в парогенераторах, поступает в реактор через нижний  ряд  напорных  патрубков, опускается  по кольцевому зазору между корпусом и шахтой и затем, пройдя через верхние отводящие патрубки снизу вверх, через активную  зону  выходит  из реактора.

Нагрев воды осуществляется в активной зоне за счет тепловыделения топливных элементов. ТВЭЛы заполнены слабообогощенной окисью U-235. Регулирование реактивности, и тем  самым  тепловыделения,  осуществляется перемещением  органов регулирования с твердым поглотителем, а также изменением концентрации борной кислоты в теплоносителе.

Основные технические данные  реактора ВВЭР-600

Наименование характеристики

Величина

Номинальная тепловая мощность, МВт

1600

Тепловая мощность, предельно допустимая (с учетом неточности измерения пределов регулирования, уставок защит и динамической погрешности), МВт

1720

Давление теплоносителя на выходе из реактора, МПа

16.2

Температура теплоносителя:

- на входе в реактор, 0С

- на выходе из реактора, 0С

299

325

Расход теплоносителя через реактор, м3

34800

Подогрев теплоносителя в реакторе (при номинальных параметрах), 0С

30.3

Диапазон регулирования мощности

- при автоматическом управлении (от номинальной), %

- при ручном управлении (от номинальной), %

10-110

0-110

 Корпус реактора - предназначен для размещения внутрикорпусных устройств  (ВКУ)  и активной зоны реактора. Он представляет собой сварной цилиндрический сосуд с эллиптическим днищем и состоит из фланца, зоны патрубков, опорной обечайки, цилиндрической части и эллиптического днища. Фланец и все обечайки  выполнены цельнокованными, днище - штампованное из  заготовки. На внутренней поверхности фланца  выполнен  бурт  для  опирания шахты. Для контроля протечек уплотнения главного разьема во фланце выполнено специальное  сверление. Зона патрубков состоит из двух обечаек, в каждой из которых имеется по 2 главнных циркуляционных патрубка Ду850 - в нижней  обечайке для входа теплоносителя, в верхней - для выхода. На уровне осей верхнего и нижнего рядов патрубков Ду850  расположены по  1  (всего  2)  отверстия с патрубками Ду350 для организации аварийного охлаждения активной зоны реактора.

Основные характеристики корпуса реактора

№ п/п

Характеристика

Размерность

Величина

  1.  

Длина  

мм

18800

Диаметр наружный по фланцу

мм

4170

Диаметр по цилиндрической части

мм

4535

Толщина цилиндрической части

мм

190

Толщина плакируещего слоя

мм

7

Вес корпуса

т

290

Материал корпуса

15х2 НМФА-А

 Крышка реактора является одним из основных узлов верхнего блока и предназначена для уплотнения реактора, размещения приводов ШЭМ, размещения выводов комуникаций системы внутриреакторного контроля (ВРК) и их уплотнения, удержание от всплытия  кассет, БЗТ  и  шахты  реактора. Крышка реактора имеет тарельчатую форму и представляет собой штампосварную конструкцию, состоящую из “усеченного” эллипсоида и фланца. Внутренняя поверхность тарельчатой части и торцевая поверхность крышки покрыта антикоррозионной наплавкой.

Верхний блок и внутрикорпусные устройства

 Верхний блок  (с крышкой и приводами ТЭМ) предназначен для размещения органов управления и защиты реактора и организации замкнутого объема для создания давления в реакторе.  Вышеуказанный комплекс представляет собой конструкцию,  состоящую из крышки с патрубками из металлоконструкций с  траверсой и установленных приводов системы управления и защиты реактора.

Внутрикорпусные устройства предназначены для размещения топливных сборок и организации потока теплоносителя внутри корпуса реактора. К внутрикорпусным устройствам относятся:

1. Шахта реактора с днищем, она предназначена для организации входного и  выходного  потоков теплоносителя и  для защиты корпуса реактора от воздействия нейтронного потока активной зоны,  а также для размещения в  ней  элементов активной зоны. Она представляет собой вертикальный цилиндр с перфорированным элиптическим днищем,  в котором установлены и закреплены опорные “cтаканы”.

2. Выгородка, она предназначена для формирования поля энерговыделения и дистанционирования периферийных тепловыделяющих сборок, а также для нейтронной защиты корпуса реактора и уменьшения протечек воды мимо активной зоны реактора. Выгородка представляет собой  обечайку,  состоящую  из  нескольких колец, скрепленных между собой с помощью шпилек и фиксируемых, в плане  друг относительно друга, штифтами.

3. Блок защитных труб (БЗТ), предназначен для фиксации и дистанционирования головок тепловыделяющих сборок от всплытия,  защиты органов регулирования  и  штанг приводов системы  управления и защиты реактора от воздействия потока теплоносителя, обеспечения  разводки  направляющих  каналов  системы внутриреакторного контроля,  обеспечения  равномерного,  по периметру, выхода теплоносителя в шахту и корпус реактора. Он представляет собой  сварную  металлоконструкцию,  состоящую  из двух решеток,  связанных между собой  обечайкой,  защитными  трубами системы управления и защиты.

4. Активная зона реактора набирается из 121 тепловыделяющих сборок. В центре кассеты расположена циркониевая трубка диаметром 13.30.65 мм для размещения детекторов энерговыделения или температуры. Всего в кассете заключен 331 стержень, из которых 18 используются как направляющие для перемещения подвижных поглотителей (кластеров), один - для размещения указанных выше детекторов, а остальные 312 ТВЭЛ-ы. Твэльные трубки диаметром 9.10.65 мм выполнены из циркониевого сплава. Твэльные трубки заполнены таблетками из двуокиси урана с обогащением 4.4%.

При разработке активной зоны были учтены следующие требования:

при нормальной эксплуатации на протяжении всего срока  службы не должны превышаться пределы повреждения ТВЭЛ;

должен быть реализован отрицательный полный мощностной  коэффициент реактивности;

должны быть предусмотрены меры, направленные на   исключение возможности непредусмотренного и приводящего  к увеличению реактивности компонентов АкЗ;

конструкция АкЗ в совокупности с системой надёжного  питания, САОЗ, блокировками и т.д. должна исключать  возможность разрушения АкЗ и расплавления топлива во всех  проектных режимах.

 

Контроль состояния активной зоны реактора и её элементов включают в себя:

 эксплуатационный контроль при работе зоны на мощности;

 контроль за состоянием топлива;

 контроль состояния внутрикорпусных устройств.

Контроль всех параметров активной зоны реактора централизован и выведен на блочный щит управления (БЩУ) энергоблока. Кроме блочного предусмотрен резервный щит управления,  который используется при повреждении БЩУ.

Регулирование мощности реактора осуществляется двумя независимыми системами: механической (поглащающие стержни СУЗ) и химической (борное регулирование).

Действие органы СУЗ основано на применении кластерного регулирования. Восемнадцать подвижных поглащающих стержней из бористой стали располагаются в кассете в твэльных трубках, вместо топливных таблеток, и соеденены в один общий привод посредством плавающей головки кассеты.

Механическая система управления и защиты реактора предназначена для пуска и вывода реактора на заданный уровень мощности, а также для автоматического поддержания этого уровня, а в случае аварии для аварийного поддержания уровня мощности в критическом состоянии. В отличие от борного регулирования механическое компенсирует быстрые изменения реактивности. Такое регулирование осуществляется вводом или выводом из активной зоны реактора управляющих стержней-поглатителей с помощью электромеханических приводов. Основным элементом привода является четырехфазный шаговый электормагнит. Привод шагового электромагнита (ШЭМ) предназначен для перемещения регулирующего органа системы управления и защиты реактора и  представляет собой электромагнитный привод с возвратно-поступательным движением якоря. Привод рассчитан на работу в воде I контура под давлением.  Может  работать независимо от остальных приводов или совместно с другими приводами.

Борное регулирование производится путем изменения концентрации борной кислоты и предназначенно:

- для компенсации медленного уменьшения реактивности по мере выгорания топлива и накопления шлаков путем снижения концентрации борной кислоты в теплоносителе;

- для дублирования системы остановки реактора вводом борной кислоты в первый контур;

- для сохранения подкритичности при перегрузках топлива (повышение концентрации);

- для компенсации изменений реактивности при пуске реактора и выводе его на мощность (снижение концентрации).

Борная кислота используется в качестве поглотителя нейтронов благодаря сравнительно большому сечению захвата, хорошей растворимости, химической и радиационной стойкости. Важным фактором является также то, что борная кислота практически не влияет на коррозию конструкционных материалов. Главное достоинство борного регулирования - оно не искажает поля энерговыделения по объему реактора. Уменьшение концентрации борной кислоты для компенсации снижения реактивности из-за выгорания топлива производится путем вытеснения части теплоносителя подпиточной водой, не содержащей борной кислоты. Для осуществления борного регулирования используется система очистки реакторной воды (система продувки-подпитки).

 

 Каналы нейтронного измерения (КНИ) предназначены  для  размещения в них датчиков системы замера плотности нейтронного потока по высоте и радиусу активной зоны реактора. Чехол КНИ в составе сборки канала нейтронного измерения  располагается в  центральной  трубке кассеты активной зоны и направляющем канале блока защитных труб реактора.

Согласно проведенным рассчетам (см. п. 2) известно, что реакторная установка расчитана на возможность двухразовой перегрузки в течении одного года, что на протяжении всей кампании во всех возможных режимах работы на мощности обеспечивается отрицательный коэффициент реактивности по мощности.

  1.2.2 Основные характеристики ГЦН.

Система ГЦН предназначена для создания циркуляции теплоносителя в ГЦК энергетического реактора. Система ГЦН  совмещает функции системы нормальной  эксплуатации и защитной системы. Функция ГЦН как устройств нормальной эксплуатации в различных режимах состоит в следующем:

в режимах пуска ГЦН обеспечивает циркуляцию т/н и разогрев  ГЦК с заданной скорость;

в номинальных режимах ГЦН обеспечивает циркуляцию т/н. При  работающих ГЦН в их напорах осуществляется впрыск в  компенсатор давления;

при останове и расхолаживании блока функции ГЦН не  отличаются от номинального режима.

Как защитное устройство ГЦН обеспечивают циркуляцию т/н на выбеге при различных авариях с обесточиванием, что позволяет осуществить плавный выход на режим с естественной циркуляцией.

Система ГЦН состоит из четырёх насосных агрегатов и обслуживающих их подсистем: автономного охлаждения ГЦН, электроснабжения, маслоснабжения, уплотняющей воды, охлаждающей воды, отмывки бора.

Главный циркуляционный насос ГЦН-195М представляет собой вертикальный центробежный одноступенчатый насос с блоком торцевого уплотнения вала, консольным рабочим колесом, осевым подводом воды и выносным ассинхронным двигателем. Основные технические характеристики ГЦН приведены в табл. 1.3.

Соединение ГЦН (улитка) с трубопроводом Ду850мм осуществляется на сварке, а с трубопроводами вспомогательных систем - на фланцах.

На вал насоса устанавливается блок торцевого уплотнения вала, в которой от системы уплотняющей воды подаётся запирающая вода, предотвращающая утечки теплоносителя 1 контура.

Таблица 1.3

                     Основные технические характеристики ГЦН

№ п/п

Характеристика

Размерность

Величина

  1.  

Производительность

м3

20х103

Напор

МПа

0,662

Температура  т/н

оС

300

Расчётная температура

оС

350

Давление на всасывании

МПа

15,3

Давление на всасывании сверх упругости паров не менее

МПа

0,98

Организованные протечки запирающей воды после ступеней уплотнения

м3

1,2

Протечки запирающей воды в контуре

м3

0,75

Основные характеристики парогенераторов

В блоке с реактором ВВЭР-600, для отвода тепла от теплоносителя I контура, применяется парогенератор горизонтальный однокорпусной с погруженной поверхностью теплообмена из горизонтально расположенных труб. ПГ состоит из следующих основных узлов:

1) корпус;

2) коллектор раздачи основной питательной воды;

3) устройство раздачи аварийной питательной воды;

4) теплопередающая поверхности;

5) коллектора первого контура;

6) сепарационного устройства;

7) устройства выравнивания паровой нагрузки;

8) опорных конструкций уравнительных сосудов;

9) гидроамортизаторов.

Парогенератор, в боксе, установлен на две опорные конструкции. В каждой опорной конструкции имеется двухярусная роликовая опора, которая обеспечивает перемещение парогенератора при термическом расширении трубопроводов главного циркуляционного контура в продольном направлении ± 80 мм, в поперечном ± 98мм. Теплотехнические параметры теплоносителя приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

                  Теплотехнические параметры парогенератора в

                                      номинальном режиме

№ п/п

Характеристика

Размерность

Величина

  1.  

Паропроизводительность

кг/с (т/ч)

408,3 (1470)

Давление генерируемого пара

МПа

6,27±0,19

Температура т/н первого контура:           

на входе в ПГ

на выходе из ПГ

оС

325±3,5

289,7

Давление т/н I контура на входе в ПГ

МПа

16.2±0,29

Температура питательной воды

оС

220±5

Влажность пара на выходе из ПГ

%

<0,20

Для своевременного обнаружения и устранения возникающих дефектов, с целью предупреждения отказов и аварий оборудования, а также для определения загрязнённости и коррозионного состояния теплообменной поверхности, проводится контроль и испытания при эксплуатации ПГ.

Для обеспечении ВХР предусмотрена непрерывная продувка каждого ПГ расходом 0,5 % его паропроизводительности.

Корпуса ПГ и коллектора изготовлены из легированной конструкционной стали 10ГН2МФА. Внутренняя поверхность коллекторов плакирована нержавеющей сталью: первый слой - сварочная проволока 07Х25Н13, второй слой - сварочная проволока 04Х20Н10Г25. Трубный пучок изготовлен из хромоникелевой аустенитной стали 08Х18Н10Т-У.

           Основные характеристики компенсатора давления

Компенсатор давления представляет собой вертикальный сосуд, установленный на цилиндрической опоре. В крышке имеется штуцер под трубопровод впрыска воды, и штуцер под трубопровод сброса пара через импульсно-предохранительные устройства в барботер. Патрубок люка имеет штуцера под трубопровод сброса парогазовой смеси в барботёр и под уровнемеры. В днище расположен патрубок под трубопровод, соединяющий "горячую" нитку I-го контура с КД. Внутри КД расположены:

1) разбрызгивающее устройство;

2) защитный экран;

3) опорная обечайка блоков трубчатых электронагревателей

4) ТЭНы.

Основные рабочие параметры компенсатора давления приведены в табл. 1.5.

Таблица 1.5

                 Основные параметры компенсатора давления

№ п/п

Характеристика

Размерность

Величина

  1.  

Давление:

номинальное

стационарного режима

рабочее, расчётное

МПа

кс/см2

МПа

15,7

160,3

17,6

Температура:

номинальная

расчётная, рабочая, стационарная

оС

346,2

350

Ёмкость (полный объём)

м3

79

Объём воды в номинальном режиме

м3

55

Объём пара в номинальном режиме

м3

24

Мощность блоков ТЭН, общая

кВт

2520

Размеры КД выбраны так, чтобы не допускать кипение теплоносителя ни в одной точке I-го контура. Соотношение водяного и парового объёмов КД выбрано из условия, что не происходит заброса пара в 1 контур из КД и оголения электронагревателей КД.        

Для защиты корпуса КД от коррозии внутренняя поверхность имеет антикоррозионное покрытие из нержавеющей стали аустенитного класса.

           

Описание основного оборудования II-го контура

Турбина, назначение, состав и устpойство основных элементов

Туpбина пpедназначена для преобразования тепловой энергии в кинетическую энергию вращения ротора.

В блоке с реактором ВВЭР-1000 применяем турбину К-1000-60/3000, предназначенную для непосpедственного  пpивода генеpатоpа пеpеменного тока ТВВ-1000-2УЗ ЛПЭО "Электpосила" мощностью 1000 МВт, напpяжением на выводах 24 кВ.

 

                     1.3.1.1 Техническая характеристика турбины

Туpбина - паpовая, конденсационная, без pегулиpуемых отбоpов  паpа, с пpомежуточной сепаpацией и  однокpатным  одноступенчатым  паpовым пpомежуточным пеpегpевом. Паpоpаспpеделение туpбины, -  дpоссельного типа, осуществляется четыpьмя pегулиpующими клапанами в части высокого давления и четыpьмя pегулиpующими клапанами в части низкого давления. Туpбина имеет восемь неpегулиpуемых отбоpов паpа, пpедназначенных для pегенеpативного подогpева  основного  конденсата  и  питательной воды, питания пpиводных туpбин питательных  туpбонасосных агpегатов, подогpева воды в сетевых подогpевателях и для обеспечения собственных (технологических) нужд блока.  

Пеpвый,  втоpой  и тpетий отбоpы выполнены из ЦВД;  четвеpтый  отбоp выполнен из тpубопpоводов "холодного"  и  "гоpячего"  пpомпеpегpева СПП; пятый, шестой, седьмой и восьмой отбоpы  - из ЦHД.

Заводские данные об отбоpах  паpа  пpи  номинальной  нагpузке туpбины и номинальных начальных и конечных паpаметpах паpа пpиведены в табл. 1.6.

Таблица 1.6

     Заводские характеристики отборов пара, при номинальной нагрузке

       турбины, и номинальных начальных и конечных параметрах пара

Отбор

Потребитель

Значение параметра

Расход, т/ч

Давление, кгс/см2

Температура оС

Степень влажности,  %

I

ПВД- 7

312

23.30

219

8

II

ПВД- 6

277

14.4

196

10.7

III

Деаэратор

143

9

174

12.7

IV

ПНД- 5

255

5.5

155

14.5

«острый» пар

Приводные турбины ТПН

136

5.2

250

-

V

ПНД- 4

130

2.55

184

-

VI

ПНД- 3

112

1.27

123

-

VII

ПНД- 2

142

0.64

87

1.6

VIII

ПНД- 1

162

0.26

65

4.9

В местах выхода pотоpов из коpпусов цилиндpов выполнены концевые уплотнения. Камеpы концевых уплотнений  ЦВД  и  ЦHД  со  стоpоны пpоточной части соединены с подводящим коллектоpом,  в  котоpом поддеpживается давление в пpеделах 1,15-1,2  кгс/см2.  Паp  к   коллектоpу  уплотнений  подается  из  паpовой  уpавнительной  линии  деаэpатоpов или от коллектоpа собственных нужд чеpез  РУ  14/7.  Hа   линии подвода паpа к коллектоpу уплотнений туpбины установлен pегулиpующий клапан, упpавление котоpым пpоизводится автоматически электpонным pегулятоpом давления или дистанционно опеpатоpом. Пpи неиспpавности pегулиpующего клапана  пpедусмотpена  возможность  подачи   паpа на уплотнения, помимо него на байпас с установленной  на  нем  задвижкой. В коллектоp подачи паpа, к уплотнениям  за  pегулиpующим клапаном, напpавлены также отводы паpа из втоpых  камеp  уплотнений  штоков стопоpных и pегулиpующих клапанов высокого давления и пеpвых камеp уплотнений штоков стопоpных и pегулиpующих клапанов низкого давления. Hа индивидуальных тpубопpоводах подвода  паpа  к  уплотнениям ЦHД установлены огpаничительные шайбы, котоpые имеют  обводные тpубопpоводы Ду80 с установленными на них задвижками, котоpые пpедназначены для pегулиpования давления паpа в каждом уплотнении.

Подвод паpа к ЦHД выполнен двухстоpонним (тpубопpовод  Ду150 - в нижнюю часть окpужности уплотнения паpа pотоpов  и  тpубопpоводов Ду50 - в веpхнюю часть окpужности уплотнения паpа pотоpов ЦHД).

В диапазоне нагpузок туpбоустановки от 20 до  100%  от  номинальной, паp  из  уплотнений  ЦВД  поступает  в  коллектоp,  откуда  напpавляется к уплотнениям ЦHД. В pежимах с пониженными  нагpузками  или пpи пусках туpбины, когда давление паpа в выхлопной  части  ЦВД  ниже атмосфеpного, концевые уплотнения ЦВД и ЦHД питаются паpом  от  деаэpатоpов или РУ 14/7.

С целью пpедупpеждения выхода паpа  в  помещение  машзала, из  кpайних камеp уплотнений туpбины (со стоpоны  атмосфеpы)  выполнен отсос паpовоздушной смеси в специальный охладитель двумя  эжектоpами типа ЭВ-1-230, давление в котоpом поддеpживается  пpимеpно  0.97   кгс/см2.

Утечки паpа чеpез уплотнения штоков стопоpных и  pегулиpующих  клапанов ЦВД отводятся: из пеpвой по ходу паpа камеpы - в тpубопpовод подвода паpа к коллектоpу уплотнений до pегулиpующего  клапана; из втоpой камеpы - в коллектоp уплотнений; из тpетьей  камеpы  -  в коллектоp отсоса паpа из уплотнений в сальниковый подогpеватель.

Уплотнения штоков стопоpных и pегулиpующих клапанов  ЦHД  выполнены двухкамеpными. Отвод утечек из пеpвых, по  ходу  паpа,  камеp уплотнений стопоpных и pегулиpующих клапанов ЦHД выполнен в коллектоp уплотнений, а из втоpых камеp - в коллектоp отсоса паpа из  уплотнений к сальниковому подогpевателю.

Туpбина снабжена валоповоpотным устpойством (ВПУ), котоpое пpедназначено для вpащения pотоpов туpбоагpегата, пpи подготовке  к пуску и пpи остывании после останова с целью пpедотвpащения теплового пpогиба. Подвод масла к ВПУ пpоизводится от системы смазки.

Туpбоагpегат имеет систему гидpостатического подъема pотоpов, котоpая пpедназначена для подачи масла с высоким давлением под шейки pотоpов на каждом опоpном подшипнике с целью обеспечения "всплытия" pотоpов пpи их вpащении ВПУ или пpи малых обоpотах, т.е. пpи  отсутствии  устойчивого  масляного  клина.  Пpименение  гидpоподъема pотоpов позволяет уменьшить мощность пpиводного электpодвигателя ВПУ и снизить износ баббита вкладышей подшипников и шеек pотоpов туpбоагpегата.

Основные pасчетные технические хаpактеpистики туpбины         К-1000-60/3000, согласно технических условий, пpи номинальной  тепловой мощности ЯППУ 3000 МВт, пpиведены в таблице 1.7.

Таблица 1.7

                                 Технические характеристики турбины

п/п

Параметр

Значение

  1.  

Давление  свежего  паpа  пеpед  СК  ЦВД:

номинальное, кгс/см2

максимальное (пpи закpытых СК ЦВД), кгс/см2

60

80

Темпеpатуpа свежего паpа пеpед СК ЦВД:

номинальная, оС

максимальная ( пpи закpытых СК ЦВД), оС

274,3

293,6

Степень сухости свежего паpа пеpед СК, номинальная, %

0,995

Расход свежего паpа на туpбоустановку, т/ч

5870

Давление паpа на  выходе из  ЦВД пpи номинальной  мощности, кгс/см2

5,5

Степень сухости паpа на сепаpатном СПП, %

0,995

Давление паpа после СПП (на входе в ЦHД), кгс/см2

5,2

Темпеpатуpа паpа после СПП (на входе в ЦHД), оС

250

Темпеpатуpа гpеющего паpа СПП на входе в паpопеpегpеватель, оС

272

Давление гpеющего паpа СПП на входе  в  паpопеpегpеватель, кгс/см2

58,2

Степень сухости гpеющего паpа СПП на входе в паpопеpегpеватель, %

0,994

Темпеpатуpа питательной воды:

пpи включенных ПВД, оС

пpи отключенных ПВД, оС

218

176

Давление паpа в конденсатоpах (пpи темпеpатуpе  охлаждающей воды 20оС  и pасходе ее на обе гpуппы  конденсатоpов 170000 м3/ч:

в пеpвом, по ходу воды, коpпусе, кгс/см2               

во втоpом, по ходу воды, коpпусе, кгс/см2               

усpедненная по коpпусам, кгс/см2                       

0.0439

0,0565

0,0502

Темпеpатуpа охлаждающей воды, максимально  допустимая, оС

33

Максимальный pасход отpаботанного паpа в конденсатоpы, т/ч

3274

                               1.3.1.2 Состав турбоагрегата

Туpбина К-1000-60/3000 состоит:

1. Цилиндp высокого давления - двухпоточный, по  пять ступеней давления в каждом потоке; состоит из наpужного и  внутpеннего коpпусов. Внутpенний коpпус установлен в  наpужном  с  помощью  четыpех лап и фиксиpуется системой попеpечных и  веpтикальных  шпонок, не пpепятствующих  его  тепловым  pасшиpениям. Во внутpеннем  коpпусе установлены диафpагмы пеpвых двух ступеней каждого  потока; диафpагмы остальных ступеней кpепятся в  обоймах,  pасположенных  в pасточках наpужного коpпуса.

Подвод паpа в ЦВД выполнен боковым, по двум патpубкам  Ду800,  pасположенным в нижней половине коpпуса (по одному с каждой  стоpоны туpбины). Соединения наpужных патpубков подвода паpа к  наружному коpпусу туpбины осуществляется чеpез фланцевые pазьемы. Соединения патpубков подвода паpа наpужного и внутpеннего коpпусов  ЦВД  -  телескопического типа. Соединения внутpенних патpубков подвода паpа к внутpеннему коpпусу туpбины уплотнены поpшневыми кольцами.

Hаpужный коpпус ЦВД опиpается четыpьмя лапами на коpпусы подшипников. Под лапами со стоpоны ЦHД-2 установлены попеpечные  шпонки, котоpые фиксиpуют пеpемещение  коpпуса  в  осевом  напpавлении. Пеpемещение коpпуса ЦВД пpи тепловом pасшиpении пpоисходит в стоpону ЦHД-3; пpи этом лапы коpпуса ЦВД скользят  в  стоpону  ЦHД-3 по специальным подушкам. Фиксация цилиндpа  в  попеpечном  напpавлении  обеспечивается веpтикальными шпонками, pасположенными в нижней половине коpпуса ЦВД. Из ЦВД оpганизованы следующие отбоpы паpа:

пеpвый отбоp (на ПВД-7) - из камеp после  втоpых  ступеней   обоих   потоков;

втоpой отбоp (на ПВД-6 и КСH) - из камеp после  тpетьих  ступе ней обоих потоков;

тpетий отбоp (на деаэpатоp и пиковые ПСВ) - из камеp после чет веpтых ступеней обоих потоков;

четвеpтый отбоp - отбоp паpа к ПHД-5 и ПСВ  II  ступени  из   тpубопpоводов, "холодного" пpомпеpегpева СПП, а также отбоp   паpа  к  пpиводным туpбинам ПТH из паpопpоводов  "гоpячего"   пpомпеpегpева  СПП.

2. Четыре цилиндра низкого давления (ЦНД). Все они (цилиндpы низкого давления) выполнены  констpуктивно одинаковыми - двухпоточными, по пять ступеней давления в каждом потоке.

Цилиндр низкого давления - состоит из наpужного и  внутpеннего  коpпусов  сваpной констpукции. Hаpужный коpпус ЦHД состоит из тpех частей: сpедней  и  двух выхлопных. Выхлопные части имеют осеpадиальный диффузоp, обеспечивающий высокие аэpодинамические хаpактеpистики цилиндpа. Внутpенний коpпус установлен в наpужном на лапах  и  фиксиpуется  системой пpодольных и попеpечных шпонок, не  пpепятствующих  тепловому  pасшиpению внутpеннего коpпуса.

Подвод паpа в каждый ЦHД  выполнен  двумя  pесивеpами  Ду1200 (по одному с каждой стоpоны туpбины), каждый из котоpых затем  pазветвляется и двумя  линиями  Ду850  пpисоединяется    к   веpхней и нижней половинам сpедней части коpпуса ЦHД.

Выхлопные патpубки ЦHД соединены с конденсатоpами  с  помощью    сваpки.

Hаpужные коpпусы всех ЦHД фиксиpуются относительно  фундаментных pам в пpодольном и попеpечном напpавлениях. Фикспункт ЦHД-I pасположен на фундаментных pамах ЦHД-I со стоpоны ЦHД-2; фикспункт ЦHД-2 pасположен на попеpечных фундаментных  pамах  ЦHД-2 со стоpоны ЦHД-I; фикспункт ЦHД-3  pасположен  на  попеpечных фундаментных pамах ЦHД-3 со стоpоны ЦHД-4; фикспункт ЦHД- 4 pасположен на попеpечных фундаментных pамах ЦHД-4 со стоpоны ЦHД-3. Из ЦHД  оpганизованы следующие отбоpы паpа:

пятый отбоp (на ПHД-4) - из камеp после пеpвых ступеней обоих  потоков ЦHД-2;

шестой отбоp (на ПHД-3 и ПСВ I ступени) - из камеp  после   втоpых ступеней обоих потоков ЦHД-I;

седьмой отбоp (на ПHД-2) - из камеp после тpетьих ступеней   обоих  потоков ЦHД-3 и ЦHД-4;

восьмой отбоp (на ПHД-I) - из камеp  пеpед  последними  ступе нями  каждого потока всех ЦHД.

3. Девять опорных и одного опорно-упорного подшипников.

3.1. Опоpный подшипник туpбины - подшипник  скольжения,  пpедставляет собой вкладыш, установленный в коpпусе опоpы и имеющий  pазъем в гоpизонтальной плоскости. Внутpенние повеpхности вкладыша  залиты  баббитом и пpишабpены. Подвод масла на смазку пpоизводится в сpеднюю часть  вкладышей.  В  нижней  части  вкладышей  выполнены  специальные отвеpстия для подвода масла высокого давления  от  насосов  гидpостатического подъема pотоpа,  котоpые  pасположены  коpпусах опоp (по одному насосу на каждый подшипник).

В веpхней части каждой опоpы pасположены  индивидуальные  pезеpвные маслянные емкости, пpедназначенные для обеспечения  маслоснабжения подшипников пpи кpатковpеменном понижении давления в  системе смазки (напpимеp, пpи пеpеключении основных маслонасосов смазки), а также для обеспечения смазки подшипников пpи аваpийном останове туpбины с неpаботающими более одной минуты основными  маслонасосами смазки.

3.2. Опоpно-упоpный  подшипник пpедназначен для воспpиятия pадиальных нагpузок, а также для  установки pотоpа в осевом положении и воспpиятия остаточных осевых усилий, возникающих пpи pаботе туpбины, несмотpя на двухпоточную констpукцию всех цилиндpов.

Опоpно-упоpный подшипник pасположен в  тpетьей  опоpе  (между ЦВД и ЦHД-2) и  сочетает  функции  опоpного  подшипника  для  ЦВД  и упоpного подшипника для всего валопpовода туpбины.

Опоpно-упоpный подшипник - подшипник скольжения, он   пpедставляет собой вкладыш, имеющий pазъем в гоpизонтальной плоскости,  установленный в коpпусе опоpы с помощью обоймы.  Внешняя  повеpхность    вкладыша - сфеpической фоpмы диаметpом  850 мм,  позволяет  вкладышу  несколько повоpачиваться относительно обоймы, что  облегчает  установку упоpных колодок в таком положении, чтобы нагpузка на них  была пpимеpно одинакова.

Вкладыш опоpного подшипника служит коpпусом упоpного  подшипника, в котоpых установлены по два pазъемных в гоpизонтальной плоскости установочных кольца с pабочими и установочными  упоpными  колодками. Упоpный буpт выполнен заодно с валом  pотоpа  ЦВД. Подвод масла на смазку осуществляется  в  кольцевую  камеpу  коpпуса  вкладыша, откуда оно поступает на смазку опоpного вкладыша, и по специальным каналам, на смазку упоpных колодок.

 4. Систем контроля механического состояния турбины.

4.1. Устpойство контpоля осевого сдвига pотоpа. Устpойство контpоля осевого сдвига pотоpа пpедназначено для дистанционного контpоля положения pотоpа туpбины относительно упоpного  подшипника и подачи сигнала в систему автоматической  защиты  туpбины,  в случае достижения осевым  сдвигом  заданного  значения  (в  стоpону пеpеднего подшипника или в стоpону генеpатоpа).

Датчик осевого сдвига pасположен в  коpпусе  опоpно-упоpного подшипника на кpонштейне, позволяющем с помощью специального  винта смещать датчик относительно гpебня pотоpа и, тем самым,  пpоизводить настpойку датчика. В pабочем положении указанный  винт  должен быть зафиксиpован стопоpными винтами.

Датчик осевого  сдвига  пpедставляет  собой  диффеpенциальный тpансфоpматоp, магнитопpовод котоpого набpан из  Ш-обpазного  тpансфоpматоpного железа. В незамкнутой части  магнитопpовода  pаспологается поясок (гpебень) вала  туpбины.  Расстояние  между  кpайними кеpнами магнитопpовода составляет 46 мм. Hа сpеднем  кеpне магнитопpовода находится катушка пеpвичной обмотки;  втоpичные  обмотки  находятся на боковых кеpнах.

Пеpеменный магнитный поток, создаваемый током, пpотекающим по пеpвичной обмотке, пpоходит чеpез  воздушный  зазоp  между  сpедним кеpном магнитопpовода и пояском вала pотоpа и pазветвляется на  два потока - поток пpавого и поток левого кеpнов. Величина  pазветвленных потоков опpеделяется сопpотивлениями магнитных цепей, котоpые в основном зависят от величины воздушных зазоpов  между  пояском  pотоpа и каждым  из  боковых  кеpнов.  Магнитные потоки наводят во втоpичных обмотках электpодвижущие силы, величины  котоpых  опpеделяются положением pотоpа относительно датчика.

4.2. Устройство контроля разности расширения ротора и статора. Устpойство контpоля pазности pасшиpения pотоpа  и  коpпуса цилиндpа туpбины пpедназначено для дистанционного контpоля  положения pотоpа относительно коpпуса, а также для подачи сигнала в  схему пpедупpедительной сигнализации, в случае достижения величиной относительного pасшиpения (сокpащения) pотоpа заданных значений.

Датчики pазности pасшиpений установлены по одному  на  каждый цилиндp низкого давления туpбины и pасположены на  коpпусе  цилиндpа  на специальном кpонштейне.

Hастpойка датчика пpоизводится пеpемещением датчика в  осевом напpавлении относительно пояска pотоpа с помощью специального винта.

В pабочем состоянии винт всегда должен быть зафиксиpован стопоpом. Положение датчика относительно кpонштейна фиксиpуется  штифтами, котоpые устанавливаются пpи  монтаже  после  выполнения  пpовеpки настpойки датчика.

Датчик  pазности  pасшиpений  -  тpансфоpматоpного  типа    с П-обpазным сеpдечником, собpаным из пластины  электpической  стали. Коpпус датчика выполнен из немагнитного матеpиала. Датчик имеет тpи обмотки - возбуждения, измеpительную и компенсационную,  намотанные на общий каpкас.

Магнитный поток, создаваемый  пеpеменным  током,  пpотекающим  чеpез обмотку возбуждения, замыкается чеpез  измеpительный  поясок  pотоpа и воздушный зазоp между датчиком и пояском. Магнитный  поток  наводит в измеpительной обмотке электpодвижущую силу, котоpая по величине пpопоpциональна пеpемещению измеpительного пояска относительно датчика. Компенсационная обмотка обеспечивает минимальный выходной ток с датчика пpи установке его в положение,  соответсвующее  максимальному укоpочению pотоpа.

5. Система автоматического регулирования и защиты турбины. Система  автоматического  pегулиpования  и  защиты  туpбины пpедназначена для:

поддеpжания частоты вpащения  pотоpов  туpбоагpегата  с   неpавномеpностью пpимеpно 4,5 %;

точного pегулиpования мощности в соответствии с заданной  ста- тистической хаpактеpистикой;

пpедотвpащения повышения частоты вpащения  pотоpов   туpбоагpегата до установки сpабатывания центpобежных выклю- чателей  туpбины  пpи  мгновенным сбpосе нагpузки с отключе- нием и без отключения генеpатоpа от сети;

защиты туpбины от опасных pежимов pаботы (пpекpащением  по- дачи  в нее паpа пpи понижении давления масла смазки, повыше- нии  давления  паpа в конденсатоpах, осевом сдвиге pотоpов и  дp.);

пpедотвpащения недоступного понижения давления свежего паpа  пеpед  туpбиной;

быстpого кpатковpеменного pазгpужения туpбины и быстpого   pазгpужения и длительного огpаничения мощности  по  сигналам   пpотивоаваpийной автоматики.

Система pегулиpования  выполнена  электpогидpавлической и состоит из электpической и  гидpавлической частей, pабота котоpых взаимосвязана.

Основными составными частями системы pегулиpования  и  защиты  являются:

оpганы паpоpаспpеделения (pегулиpующие клапаны ЦВД и ЦHД);

защитные оpганы (стопоpные клапаны ЦВД и ЦHД,  сбpосные   клапаны, КОС);

клапан гpеющего паpа СПП;

гидpавлическая часть системы pегулиpования (датчик частоты  вpащения; исполнительные механизмы - гидpавлические   сеpвомотоpы  pегулиpующих, стопоpных, сбpосных клапанов и   клапана  гpеющего  паpа СПП, а также пpомежуточные усилители  для пеpедачи воздействий  от  датчиков на исполнительные меха низмы);

электpическая часть системы pегулиpования (датчики: частоты   вpащения, активной мощности генеpатоpа, давления паpа в тpакте   пpомежуточного пеpегpева, давления свежего паpа, упpавляющего  давления в системе pегулиpования; вычислительные  устpойства;   устpойства пpеобpазования входных аналоговых и дискpетных  сигналов; выходные устpойства; источники питания).

 Система защиты туpбины  от  pазгона  пpедназначена  для пpедотвpащения недопустимого  повышения  частоты  вpащения  pотоpов, что обеспечивается быстpым пpекpащением доступа паpа в ЦВД и ЦHД пpи повышении частоты вpащения  до  заданного  значения  (9-10% свеpх номинальной). Защита осуществляется двумя центpобежными  выключателями бойкового типа, каждый из котоpых воздействует  на  свой  золотник. Действие центpобежных выключателей  дублиpуется  дополнительной защитой, действующей на золотник  центpобежных  включателей пpи отказе последних, пpи повышении частоты вpащения до  14%  свеpх  номинальной. Кpоме  этого,  пpедусмотpена  пpедваpительная  защита, состоящая из золотника пpедваpительной защиты  и  электpомагнитного включателя, получающего сигнал от блока  пpедваpительной  защиты  в зависимости от значения частоты вpащения pотоpов и ее пеpвой пpоизводной (ускоpения). Пpедваpительная защита сpабатывает pаньше  бойков центpобежных выключателей, пpи наличии значительного  ускоpения частоты вpащения. Пpи отсутствии  ускоpения,  уставка  сpабатывания пpедваpительной защиты выше уставки сpабатывания бойков  центpобежных выключателей и составляет 13% свеpх номинального значения.

Маслоснабжение гидpавлической части системы  pегулиpования и  защиты  туpбины  обеспечивается  автономной  системой, включающей бак pабочей жидкости системы pегулиpования,  два  масляных насоса с пpиводным электpодвигателем пеpеменного тока, два аккумулятоpа, тpубопpоводы, аpматуpу, сpедства КИП и автоматики.

                           1.3.2 Система конденсации пара

С турбоустановкой поставляется конденсационная установка, состоящая из двух групп конденсаторов, воздухоудаляющего устройства, конденсатных насосов и водных фильтров.

Конденсаторы располагаются под  ЦНД поперечно относительно оси турбоустановки.

Техническая характеристика конденсатора приведена в табл.1.8.

Таблица 1.8   

                   Техническая характеристика конденсатора

№ п/п

Характеристика

Размерность

Величина

  1.  

Расчётное давление в первом по ходу конденсаторе

кгс/см2

0,0417

Расчётное давление во втором по ходу конденсаторе

кгс/см2

0,054

Число ходов охлаждающей воды

1

Расход охлаждающей воды

м3

170000

Поверхности охлаждения

м2

88000

Гидравлическое сопротивление конденсатора (при чистых трубках)

м.в.ст.

7,15

Конденсатор имеет следующие устройства:

  1.   приёмно-сбросное устройство дросельно-охлаждающего типа для  приёма пара, сбрасываемого через БРУ-К при нестационарных  режимах работы турбоустановки в количестве до 4040 т/ч.

(При увеличении давления в конденсаторе более 0,3 кгс/см2 даётся запрет на открытие БРУ-К  или закрытие его, если БРУ-К был открыт);

  1.   для ввода химобессоленной воды;
  2.   для приёма и деаэрации конденсата после клапана рецуркуляции;
  3.   для приёма и деаэрации дренажа из ЦНД.

Для отсоса паровоздушной смеси из конденсаторов водяных камер и из охладителя пара уплотнений турбины, конструкция  турбоустановки предусматривает водоструйные эжекторы: ЭВ-7-1000 - 4 штуки и ЭВ-1-230 -  4 штуки.

Турбоагрегат обслуживается шестью конденсатными насосами: по два рабочих и одному резервному в каждой ступени подачи конденсата.

                                        1.3.2.1 Эжекторы

Воздухоудаляющее устройство конденсаторной группы 1000 КЦС-1 состоит из четырёх основных водоструйных эжекторов ЭВ-7-1000, предназначенных для отсоса из конденсатора несконденсировавшейся паровоздушной смеси, а также воздуха, проникающего через неплотности вакуумной системы и обеспечения, таким образом, нормального процесса теплообмена в конденсаторах.

Два водоструйных эжектора типа ЭВ-1-230 предназначенного для отвода из циркуляционной системы скапливающегося воздуха, а также для более быстрого заполнения водяного пространства конденсаторов при пуске циркуляционных насосов.

Для отсоса паровоздушной смеси из охладителя пара уплотнений турбины ПС-340 предназначены два водоструйных эжектора ЭВ-1-230.

Основные технические характеристики эжекторов приведены в табл. 1.9.

Таблица 1.9

                          Технические характеристики эжекторов

 №

Параметр

Величина

п/п

ЭВ-7-1000

ЭВ-1-230

  1.  

Минимальное давление рабочей воды перед соплами, кгс/см2

4

4

Расход воды на эжектор, м3

1000

230

Количество каналов, шт.

7

1

Масса эжектора, кг

455

113

                         1.3.3 Сепаратор - пароперегреватель (СПП)

С турбиной предусматривается установка четырёх вертикальных СПП-1000-1, предназначенных для удаления влаги и перегрева пара, отработавшего в ЦВД и поступающего в ЦНД турбины.

СПП представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат, состоящий из сепаратора жалюзийного типа и одноступенчатого пароперегревателя, конструктивно размещённых в одном корпусе. Сепаратор расположен в нижней части аппарата, пароперегреватель - в верхнем.

Сепаратор включает в себя входную камеру, опорную решётку и сепарационные блоки.

Пароперегреватель представляет собой поверхностный теплообменник, размещённый в верхней части корпуса СПП.

Основные расчетные параметры работы и конструктивные характеристики сепаратора - пароперегревателя приведены в табл. 1.10.

Таблица 1.10

     Основные расчетные параметры работы и конструктивные

                                 характеристики СПП-1000-1

Параметр

Величина

                                     1. Перегреваемый пар.

1.1. Расход влажного пара на входе в СПП, т/ч

1126.5

  1.  давление пара на входе в СПП, кгс/см2

номинальное

максимальное

5.78

12

Температура пара на входе в СПП, оС

номинальное

максимальное

156.6

187

1.4. Влажность пара на входе в сепаратор, %

14.2

1.5. Влажность пара за сепаратором, %

0.5

1.6. Расход пара на выходе из сепаратора, кг/ч

967000

1.7. Температура пара на выходе из СПП, номинальная, оС

250-252

1.8. Температура стенки СПП, max,оС

260

1.9. Гидравлическое сопротивление СПП по перегреваемому пару, кгс/см2

0.23±0.04

                                        2. Греющий пар.

2.1. Расход пара к перегревателю, т/ч

130

2.2. Давление пара на входе в пароперегреватель,

номинальное, кгс/см2

максимальное, кгс/см2

58,2

80

  1.  Температура на входе в пароперегреватель, оС

номинальное

максимальное

272.3

294

2.4. Влажность пара на входе в пароперегреватель, %

0.5

                        3. Конструктивные характеристики.

3.1. Высота СПП, мм

13800

3.2. Наружный диаметр, мм

4072

3.3. Масса СПП в сухом виде, кг

152522

3.4. Объём СПП по нагреваемому пару, м3

144

3.5. Объём СПП по греющему пару, м3

55

3.6. Количество сепарационных блоков

26

3.7. Суммарная площадь набегания на жалюзи, м2

41

3.8. Количество кассет в пароперегреватели, шт.

222

3.9. Наружный диаметр и толщина стенки труб пароперегревателя, мм

16х6

                              1.3.4 Система регенерации

Система регенерации турбоустановки предназначена для повышения термодинамического КПД её цикла путём возврата из него части тепла для подогрева основного конденсата и питательной воды паром нерегулируемых отборов турбины. Регенеративная установка состоит из систем регенерации низкого и высокого давлений.

В состав регенеративной установки низкого давления входят:

охладитель пара уплотнений;

два смешивающих подогревателя низкого давления №1;

смешивающий подогреватель низкого давления №2;

пять конденсатных электронасосов;

поверхностный подогреватель низкого давления №4;

поверхностный подогреватель низкого давления №5;

трубопроводы и атматура;

КИП, автоматические устройства сигнализации, блокировок, за- щит и регуляторов.

ПНД предназначены для подогрева основного конденсата турбины, подаваемого конденсатными насосами в деаэратор.

Подогрев конденсата в ПНД смешивающего типа осуществляется путём его непосредственного контакта с греющим паром, а в поверхностных ПНД - через поверхность трубной системы.

Подогреватели ПНД-1 и ПНД-2 конструктивно выполнены в форме горизонтальных сосудах, внутри которых установлены в два яруса горизонтальные перфорированных лотки.

ПНД-3,4,5 - поверхностного типа, вертикального исполнения с нижним расположением водораспределительной камеры. Конструктивно они выполнены одинаково и представляют собой кожухотрубный цилиндрический аппарат с «плавающей» верхней водяной камерой. Подогреватели выполнены двухходовыми по основному конденсату и одноходовыми по греющему пару.

В состав регенеративной установки высокого давления входят:

два ПВД №6;

два ПВД №7;

два автоматический защитных устройства от повышения уровня в  ПВД;

трубопроводы и арматура;

КИП, автоматические устройства сигнализации, блокировок, за- щит и регуляторов.

ПВД предназначены для подогрева питательной воды, подаваемой питательными насосами в парогенераторы. Подогрев питательной воды в ПВД осуществляется через поверхность его трубной системы.

Подогреватели конструктивно подобны и представляют собой вертикальный кожухотрубный аппарат с поверхностью нагрева, состоящей из гладких труб, свитых в плоские спирали. Концы спиралей приварены к трём раздающим и трём собирающим коллекторным трубам.

 2 НЕЙТРОННО-ФИЗИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА

                 2.1 Константное   обеспечение  дифузионных  расчетов

Вплоть  до  настоящего  времени  наиболее  широко  в  качестве  константного  обеспечения  дифузионных  расчетов  сопровождения  эксплуатации  АЭС  с  ВВЭР-1000  используется  малогрупповой  (не  более  4-х  групп)  подход.   Суть  этого  подхода  заключается  в  следующем: весь  реакторный  спектр  нейтронов  разбивается  на  4  группы  с   границами  10.5 МэВ,  0.821 МэВ,  5.53 МэВ, 0.625 эВ  и  0 эВ. Такая  разбивка обоснована  следующими  предпосылками:

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

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

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

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

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

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

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

               2.2 Расчет  характеристик  водно-урановой  ячейки

Активная  зона  ВВЭР-1000  набирается  из  ТВС, содержащих  конструктивно  оформленную  решетку  твэлов (основные конструкционные  характеристики  активной  зоны, ТВС  и  ТВЭЛ-ов приведеныв табл. 2.1), регулярность  которой  нарушается  наличием  в  отдельных  ее  узлах  стержней  выгорающего  поглотителя  (СВП), поглощающих  элементов  (пэлов), органов  СУЗ, датчиков  внутриреакторного  контроля, водяных  полостей  и  пр. Таким  образом, топливная  сборка  ВВЭР-1000  имеет  сложную  гетерогенную  структуру  и  не может  быть  представленна  одним  периодически  повторяющимся  элементом - топливной  ячейки. Однако  нейтронно-физические  свойства  ТВС  и  активной  зоны  в  целом  определяются,  в  основном,  свойствами  именно  топливной  ячейки. Неоднородности  в  виде  водяных  щелей  или  полостей, а  также  твэлов, содержащих  топливо  отличного  от  основного  обогощения, сказываются  главным  образом  на  локальных  характеристиках  ТВС  или, как  в  случае  применения  СВП  или  пэлов, изменяют  ее  свойства  в  требуемом  направлении. Следовательно, прогнозировать  характеристики  ТВС  и  активной  зоны  при  вариации  параметров  решетки  можно  на  примере  элементарной  топливной  ячейки  решетки, эквивалентной  (равной  по  площади)  круглой  ячейке  (рис.4.1).

Микроячейка  (ячейка  твэла)

          

   

        “0”   

        “2”

        “1”

“0” - зона  топлива

“2” - зона  оболочки

“1” - зона  замедлителя

Рис.4.1

Для  качественого  анализа  используем  формулу  четырех  сомножителей:

k=эф.

Таблица 2.1

      Конструкционные  характеристики  активной  зоны, ТВС  и  

       ТВЭЛ-ов    серийного  ВВЭР-1000  [    ]

Характеристика

Величина

Эквивалентый  диаметр  активной  зоны, см

316

Высота  активной  зоны, см

355

Загрузка  топлива  в  активной  зоне, т UO2

74

Размер  ТВС  под  ключ, см

23,4

Число  ТВЭЛ-ов  в  ТВС

312

Шаг  расположения  ТВЭЛ-ов, см

1,275

Наружный  диаметр  оболочки  ТВЭЛ-ов, см

0,91

Толщина  оболочки, см

0,069

Диаметр топливной таблетки, см

0,755

Диаметр  центрального отверстия,  см

0,2

Водоурановое  соотношение  по  ячейке:

      ТВЭЛ

      ТВС

1,882

2,181

Обогощение  топлива  подпитки  в  стационарном  режиме  перегрузок, % по  массе  235U

4,4

Среднее  выгорание  выгружаемого  топлива  в  стационарном  режиме  перегрузок, МВтсут/кгU

40,8

.

2.2.1 Методология  расчета

2.2.1.1 Расчет  размеров  элементарной  ячейки,  числа  ТВЭЛов  и  

                                       массы  загружаемого  топлива.

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

0 (зона топлива)

                                                           V0= d02/4

1 (зона замедлителя)

 V1  = d21/4 -V0 -V2 ,

где  d1=1,05t;

2 (зона оболочки)

                        V2 = d2 2/4 -Vо                           (2.1)

Объем  ячейки  твэла:

 Vяч = d21/4 

Число  ТВЭЛов  в  активной  зоне:

n=Vаз /Vяч

Объем  топлива  в  активной  зоне

Vтопл= d0/4 hазn

Масса  топлива  в  активной  зоне

Мтопл=Vтопл  UO2

                            2.2.1.2 Расчет  макроскопических  сечений

По  данным  табл. П.1  [    ] выбирают  микроскопические  сечения  при  температуре  Т=293,15 0К.

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

Плотность:

                                                     N=NAci/Ar

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

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

Nik = Nj nij j

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

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

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

                          Mшл=1.28Qt

где Q - мощность на которой работал реактор, МВт;

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

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

                       M235=Mшл/0.86=1.49Qt

Концентрация ядер шлаков в зоне “0”:

                       Nшл=NAMшл/(AUO2Vтопл)

Макроскопические  сечения

                           ji = N i j i ,

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

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

Макроскопические сечения по зонам

j00) = 5j + 8j + O2j;

 j10) = Н2j  + O2j;

j20) = Zrj + Nbj

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

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

                                                        ia(Т) = ia(T0)ga;

   

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

Для изотопа U23592

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

Для остальных ядер принимаем ga = 1.

Аналогично усредняем сечение деления для U23592:

 5f(Т) = 5f(T0)g5f,

где

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

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

Для воды сечения поглощения определяем из выражения

 Н2Оа(Т) = 5Н2Оа(T0).

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

Н2Оs(Т)= Н2Оs0) Н2О(Т)/Н2О0).

Транспортное  макроскопические  сечения  для  ядерного  топлива  и  конструкционных  материалов

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

где  0-j=

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

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

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

тогда

tr11)=(3L2H2O1a(T1).

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

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

                                            Тнг1

где Т1 - средняя температура теплоносителя;

     - замедляющая способность ячейки в целом.

Замедляющая  способность  i-й  зоны  ячейки

где  =2/Ai    при  Аi >>10.

Для  замедлителя  при  нормальных  условиях

                 (s)1(T0)=1,35.

С учетом поправки на изменение плотности замедлителя:

                                    

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

для  топлива

(s)0=(s)5+(s)8+(s)O2+(s)шл

 для  оболочки

(s)2=(s)Zr+(s)Nb

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

                           2.2.1.3 Расчет  коэффициента  размножения  для  

                                                   бесконечного  реактора

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

К= КТ+ КР,

где

КТ=эф58об;

КР=эф(1-5)8об.

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

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

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

Коэффициент  размножения  на  быстрых  нейтронах:

Коэффициент  использования  тепловых  нейтронов:

Ф!/Ф0   1,2; Ф20   1,05.

Для  определения  вероятности  избежать  резонансного  поглощения  используются  формулы:

Эффективный  резонансный  интеграл  без  учета  эффекта  Доплера:

,

 где  а=1,27 - коэффициент  затенения  в  решетке, согласно [    ];

 с - поправка  Данкова-Гинзбурга  для  цилиндрических  блоков,

,

tp - шаг  рещетки  ТВЭЛов;

t=(tp-d0)/l1;       

   -  поправка  Боналуми.

Полное  сечение  в  топливе  для  нейтронов  резонансной  области  энергий:

,

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

         2.2.1.4 Определение эффективного коэффициента размножения

Так как реактор ВВЭР-1000 имеет цилиндрическую форму с отражателем и одинаковое обогащении по 235U по всей активной зоне. Ранее была приведена методика расчета нейтронно-физических характеристик элементарной ячейки и коэффициента размножения бесконечного реактора, решетка которого состоит из этих ячеек. Для определения коэффициента размножения реактора конечных размеров необходимо учесть утечку нейтронов и влияние отражателя [    ]:

                                          Kэф =,

где B2 - геометрический параметр ;M2 - площадь миграции.

Для упрощения расчета величину M2 принимаем как справочную. Согласно [    ], для размножающей среды, использующей в качестве замедлителя легкую воду, M228 см2. Геометрический параметр находим по формуле [1].

   ,

где эф - эфективная добавка отражателя.

Для уран-водных и водностального отражателя ее определяем по импирической формуле [1].

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

 По приведенным зависимостям, после определения малогрупповых констант для элементарной ячейки, был проведен расчет, результаты которого приведены ниже (см. п.п. 2.2.2). В качестве константного обеспечения расчета использовалась 4-х групповая библиотека констант, приведенная в [    ].

                                2.2.2 Результаты расчета

   Таблица  2.2

                                                Исходные данные

                         Параметры

Размерность

Величина

                                             Реактор типа ВВЭР-1000

Обогащение по UO2

%

4,4

Диаметр АкЗ

см

319.15

Высота АкЗ  

см

271.3

Диаметр ТВЭЛ

см

0.910

Диаметр топливной таблетки

см

0.760

                                      Материал оболочки Zr+1.000% Nb

Количество ТВЭЛ  56833 шт.

Масса топлива  71.339991 т

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

    Итерация №1

 A5  = 5.8156992545E-01 см-1

 tr 5 = 5.9534509541E-01 см-1

 A8 = 5.2822329055E-02 см-1

 tr8 =  2.4585393467E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 1.0887385670E-05 см-1

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

 AZr-91 = 6.8575554179E-03 см-1

 tr Zr-91 = 2.7259955563E-01 см-1

 ANb-93 = 4.2277050347E-04 см-1

 trNb-93 = 2.4820604729E-03 см-1

 A1 = 1.3099387218E-02 см-1

 tr 1 = 3.3017380525E-01 см-1

 A16 [зоны 1] = 5.4919791131E-06 см-1

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

LH2O= 5.558650 см-1

gf5 = 0.96380

 Тнг= 704.276 0K

 A яч = 1.9198385578E-01 см-1

 sяч = 1.1997348532E+00 см-1

    Итерация №2

 A5 =  3.6166496460E-01 см-1

 tr5 =  3.7544013456E-01 см-1

 A8 =  3.4079318317E-02 см-1

 tr8 =  2.2711092393E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 7.0242014793E-06 см-1

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

 AZr-91 =  4.4242807567E-03 см-1

 trZr-91 =  2.7016628097E-01 см-1

 ANb-93 =  2.7275833574E-04 см-1

 trNb-93 =  2.3320483052E-03 см-1

 A1 =  8.4513158497E-03 см-1

 tr1 =  3.2552573389E-01 см-1

 A16 [зоны 1] = 3.5432535395E-06 см-1

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

LH2O =  5.558650 см-1

gf5 =  0.92200

 Тнг= 661.787 0K

 Aяч =  1.1994527824E-01 см-1

 s яч =  1.1997348532E+00 см-1

    Итерация №3

 A5 =  3.7430103891E-01 см-1

 tr5 =  3.8807620887E-01 см-1

 A8 =  3.5156320288E-02 см-1

 tr8 =  2.2818792590E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 7.2461859324E-06 см-1

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

 AZr-91 =  4.5641004284E-03 см-1

 trZr-91 =  2.7030610064E-01 см-1

 ANb-93 =  2.8137826360E-04 см-1

 trNb-93 =  2.3406682330E-03 см-1

 A1 =  8.7184011167E-03 см-1

 tr1 =  3.2579281915E-01 см-1

 A16 [зоны 1] = 3.6552302818E-06 см-1

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

LH2O = 5.558650 см-1

gf5 = 0.92561

 Тнг= 664.228 0K

 Aяч =  1.2408472473E-01 см-1

 sяч =  1.1997348532E+00 см-1

    Итерация №4

 A5 =  3.7354226744E-01 см-1

 tr5 =  3.8731743741E-01 см-1

 A8 =  3.5091648434E-02 см-1

 tr8 =  2.2812325404E-01 см-1

 A16 [зоны 0] = 7.2328562017E-06 см-1

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

 AZr-91 =  4.5557045315E-03 см-1

 trZr-91 =  2.7029770474E-01 см-1

 ANb-93 =  2.8086065385E-04 см-1

 trNb-93 =  2.3401506233E-03 см-1

 A1 =  8.7023631706E-03 см-1

 tr1 =  3.2577678121E-01 см-1

 A16 [зоны 1] = 3.6485062982E-06 см-1

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

LH2O =  5.558650 см-1

gf5 =  0.92540

 Тнг= 664.082 0K

 Aяч =  1.2383615909E-01 см-1

 sяч =  1.1997348532E+00 см-1

Таблица  2.3

Характеристики ячеек

Характеристика

ЗОНА 0

ЗОНА 1

ЗОНА 2

Объем

4.5364597918E-01

7.5724286642E-01

1.9674223993E-01

s          

2.3134468505E-02

9.2679872840E-01

5.9139433249E-03

S           

4.0864114873E-01

8.7060116769E-03

4.8365651854E-03

tr           

7.7940411331E-01

1.2391412886E+00

2.7263785537E-01

Таблица  2.4

ЗОНА "0"       

Изотоп

U-235

U-238

O-16

Массовые числа

235.170

238.125

15.996

Ядерные конц-ии

1.0010384945E+21

2.1749836381E+22

4.5501749751E+22

S           

1.3814331224E-02

1.9357354379E-01

1.7108657906E-01

C 

9.7501149367E-02

5.8724558229E-02

1.2285472433E-05

t 

6.9542144215E-01

2.5229810202E-01

1.7108657906E-01

f

5.8410596156E-01      

0.0000000000E+00

0.0000000000E+00

A

6.8160711092E-01

5.8724558229E-02

1.2285472433E-05

               

2.8348287055E-03

2.7996500437E-03

4.1677085938E-02

0.00850

0.00840

0.12503

Таблица  2.5

     ЗОНА "1"       

Изотоп

O-16

H-1

Массовые числа     

15.996

1.008

Ядерные конц-ии   

2.2952678156E+22

4.5905356312E+22

S           

8.6302069867E-02

9.3646926877E-01

C 

6.1972231021E-06

1.4781524732E-02

T 

8.6302069867E-02

9.5161803635E-01

A 

6.1972231021E-06

1.4781524732E-02

               

4.1677085938E-02

6.6141503132E-01

                              

Таблица  2.6         

          ЗОНА "2"                      

Изотоп

Nb-93

Zr-91

Массовые числа      

92.906

91.220

Ядерные конц-ии   

4.1483471537E+20

4.1827879851E+22

S           

2.0741735768E-03

2.6769843105E-01

C 

4.7705992268E-04

7.7381577724E-03

T 

2.5512334995E-03

2.7564572822E-01

A

4.7705992268E-04

7.7381577724E-03

               

7.1756807568E-03

7.3083388146E-03

0.02153

0.02193

Таблица 2.7

Результаты расчета

Параметры

Символическое

обозначение

Величина

Коэффициент использования тепловых нейтронов

         

         

0.954139

Коэффициент размножения на быстрых нейтронах

         

           

1.0477005

Число вторичных быстрых нейтронов на один поглощенный

          

1.8839

Полное сечение в топливе нейтронов резонансной области энергии

           t0

3.8494480289E-01

Поправка Боналуми

           t

0.022099

Поправка Данкова-Гинзбурга

            с

0.158532

Эффективный резонансный интеграл

          

1.4338990115E-23

Вероятность избежания резонансного захвата для U-238

           5

0.817429

Вероятность избежания резонансного захвата для U-235

           8

0.762525

Коэффициент размножения в бесконечной среде

           К

1.497204

Эффективная добавка отражателя

           эф

10.92076

Коэффициент размножения в реакторе конечных размеров

           Кэф

1.471345

3 ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

ЯДЕРНОГО РЕАКТОРА

Поскольку тема диплома “Енергетический блок с реактором ВВЭР-1000”, то для обоснования проекта необходимо провести теплогидравлический расчет, поскольку он вместе с нейтронно-физическим и экономическим служит для обоснования проекта ядерной реакторной установки, ее теплотехнической оптимизации и повышения ее теплотехнической надежности.

В энергетических ядерных реакторах теплота, генерируемая в топливе при его делении, отводится циркулирующим через активную зону теплоносителем. Мощность реактора ограничена теплопередающими возможностями теплоносителя. Поэтому для достижения высокой эффективности и безопасности ядерной энергоустановки необходимо определить параметры процессов отвода теплоты на всех этапах теплопередачи от активной зоны реактора до поступления пара в турбину.

3.1 Теплогидравлический расчет ядерного реактора ВВЭР-1000

ТВС вместе с прилегающим к ней замедлителем составляет ячейку активной зоны. Для определения сокрости теплоносителя необходимо знать площадь проходного сечения ячейки:

          SЯЧ=fяч-fк+Sк

где fяч-площадь одной ячейки, м2. В нашем случае fяч - площадь шестигранной ТВС с учетом межкассетного зазора, заполненного водой (см. рис.  .1);

fк-площадь сечения одной ТВС, м2;

Sк-проходное сечение кассеты, м2.

Площадь одной ячейки определяют в данном случае как

                                     fяч=6

площадь сечения одной ТВС

            fк=6

Здесь hja=hK+заз, где hK-размер шестигранной ТВС “под ключ” берем из исходных данных; заз-зазор между ТВС.

Проходное сечение кассеты определяем с учетом его загромождения ТВЭЛ-и, трубками для стержней регулирования, детекторов энерговыделений и т. п.:

                           SK=6(nd22+npdp2+nдdд2+nцdц2)

где SK - толщина корпуса ТВС, м;

d2, dp, dд, dц - наружные диаметры соответственно ТВЭл-ов, направляющих трубок и стержней СУЗ, детекторов энерговыделения, центральной трубки, м;

n, np, nд, nц - соответственно количество в ТВС направляющих трубок, стержней СУЗ, детекторов энерговыделения и центральной трубки.

Определим количество ячеек, которое будем использовать при расчете массовой скорости теплоносителя и тепловой нагрузки ТВЭЛ-ов на единицу поверхности и длины:

                                     N=0.7854D02/fяч                          (3.1)

где D0 - диаметр активной зоны.

Число ТВС при расчете масссовой скорости меньше определенного по (3.1) , так как часть ячеек занята регулирующими стержнями активной зоны СУЗ, каналами контроля энерговыделения и т. п.. Для расчета в качестве N принимаем количество технологических каналов по прототипу.

Высоту активной зоны принимаем по прототипу.

Полная поверхность пучка ТВЭЛ-ов в одной ТВС:

     FТВС=d2nH0

где n - количество ТВЭЛ-ов в одной ТВС.

При расчете гидравлического сопротивления и интенсивности теплообмена (коэффициент сопротивления трения, коэффициент теплоотдачи при конвективном теплообмене и др.) используем гидравлический параметр согласно [].

                                    dг=4SKг

где Пг - гидравлический периметр кассеты, м:

                      Пг=6(nd2+npdp+nдdд+nцdц)

Расчет гидравлического диаметра проведем в соответствии с рекомендациями []:

                                               dг= d2()

где  - относительный шаг решетки ТВЭЛ-ов;

     - шаг решетки ТВЭЛ-ов в ТВС, берем в исходных данных.

При расчете критического теплового потока по высоте канала активной зоны используем тепловой диаметр по []:

                                                                

где  - тепловой периметр ТВС, м.

3.1.1 Расчет расхода теплоносителя, его массовой скорости,

линейного потока и поверхностного теплового потока

Данный пункт нужен для того чтобы в дальнейших расчетах определить температурный режим отдельных элементов каналов активной зоны реактора.

Средняя скорость теплоносителя в каналах активной зоны:

                                          (3.2)

где  - плотность теплоносителя, кг/м3.

Согласно [] и так как у нас водный теплоноситель, то предельно допустимая скорость для активной зоны берем 5.5 м/с.

Среднюю массовую скорость теплоносителя в каналах активной зоны определим на основании формулы (3.2):

        

Расход теплоносителя через реактор определяем из соотношения:

         

где  - средняя теплоемкость теплоносителя;

      - средняя температура теплоносителя в активной зоне.

Применение этой формулы вызвано тем, что теплоемкость  в интервал указанных параметров изменяется слабо поскольку подогрев теплоносителя от входа в реактор до выхода из него невелик, как следствие этого, берем среднюю теплоемкость теплоносителя по активной зоне.

Входящие в эту формулу значения энтальпии теплоносителя на входе и выходе активной зоны и значения теплоемкости воды определяем по заданным значениям температур и давлений в исходных данных. При определении энтальпий и теплоемкостей теплоносителя изменением давления по высоте канала пренебрегаем согласно [].

Среднюю тепловую нагрузку в расчете на единицу поверхности ТВЭЛ-ов определяем по формуле:

       

где  - тепловая мощность реактора, кВт.

Согласно [] сотношение между тепловыделением в ТВЭЛ-ах и полной тепловой мощностью принимаем в пределах:

        =0.92-0.94  

Линейный тепловой поток в центральной плоскости, для кассеты средней нагрузки равен:

     

где  - коэффициент неравномерности тепловыделения по высоте активной зоны:

                          

Выполняя  теплогидравлический расчет активной зоны реактора наряду с расчетом кассеты со средней нагрузкой, выполняем рассчет кассеты с максимальной нагрузкой.

При профилировании расхода, в зависимости от тепловыделений по радиусу активной зоны, максимальную массовую скорость  в наиболее нагруженной ячейке определяем как:

              

где  - коэффициент неравномерности энерговыделения по       

            радиусу активной зоны. Для ВВЭР-1000 принимаем  

            согласно [] 1.35.

Линейный тепловой поток в центральной плоскости кассеты с максимальной нагрузкой расчитывается по формуле:

                                        

Максимальный тепловой поток на единицу поверхности ТВЭЛ-а кассеты с максимальной нагрузкой:

              

где  - объемный коэффициент неравномерности с учетом          макроскопических локальных и технических коэффициентов             

            неравномерности, расчитывается по формуле:

                   

Здесь , , и  - коэффициенты неравномерности тепловыделения соответственно по радиусу активной зоны (его значение приведено выше), по высоте активной зоны (принимаем в пределах 1.45-1.5) и обусловленной особенностями конструкции ТВС и активной зоны (принимаем по рекомендации [] 1.15); =1.1 - коэффициент запаса, учитывающий отклонения проходных сечений для теплоносителя; =1.3 - коэффициент, учитывающий локальные отклонения теплового потока.

3.1.2 Определение изменения параметров теплоносителя и его основных

теплофизических свойств по высоте ТВС

Для определения характера изменения температуры и давления теплоносителя по высоте, ТВС разбиваем ее на 8 участков, длина участка равна растоянию между дистанционирующими решетками (количество дистанционирующих решеток равно 9) и определяется по формуле:

        

где  - высота активной зоны.

Расчетным точкам присваиваем числовые значения координаты Z. При этом для точки, расположенной в центральной плоскости кассеты, Z=0. Распределение температуры теплоносителя по высоте ТВС равно:

                                                 (3.3)

где  - изобарная теплоемкость воды, она является функцией давления и температуры. Для оценки изобарной теплоемкости воды необходимо знать распределение этих параметров по высоте ТВС, т. е. решение формулы (3.3) обеспечиваем путем постепенного приближения (итераций).

Давление теплоносителя на входе в ТВС равно:

                    

здесь  - давление на выходе из активной зоны;

    - перепад давления по высоте активной зоны, расчет его  

                проводим по фолрмуле:

                                             (3.4)

где  - коэффициент сопротивления трению в пучке ТВЭЛ-ов [];

      - коэффициент местного сопротивления дистанционирующей решетки, его согласно [] принимаем равным 0.6;

                                             

Здесь  - коэффициент сопротивления трения в круглой трубе, рассчитываем по формуле Филоненко, согласно []:

                                

                                        

                                                             

и  - соответственно удельный объем и коэффициент динамической вязкости воды, их значения мы определяем по давлению на выходе из активной зоны  и средней температуре теплоносителя .

По известным температурам и давлениям теплоносителя определяем изобарные теплоемкости для ТВС со средней тепловой нагрузкой на входе и выходе. Для ТВС с максимальной тепловой нагрузкой температуру теплоносителя  на выходе определяем по формуле (3.3). В качестве первого приближения принимаем среднее, по активной зоне, значение изобарной теплоемкости.

Как было отмечено раньше, процесс определения изменений параметров теплоносителя и его основных теплофизических свойств носит итерационный характер. Итерационный процесс разобъем на следующие этапы:

1. В первом приближении определяем давление теплоносителя на входе в ТВС со средней и максимаьлной нагрузками. Это приближение выполняем на базе значений коэффициента динамической вязкости и удельного объема, определяемых как функции исходных данных: давления теплоносителя на выходе из активной зоны и средней температуры теплоносителя в активной зоне. температуру теплоносителя на выходе из активной зоны принимаем по исходным данным.

2. В первом приближении по формуле (3.3) оцениваем температуру теплоносителя на выходе из касссет со средней и максимальной нагрузками. Изобарную теплоемкость теплоносителя определяем как функцию исходных данных, а в частности - давления  на выходе из активной зоны и средней температуры теплоносителя:

                      

3. По установленным, таким образом, параметрам теплоносителя определяем значения изобарной теплоемкости на входе  и на выходе  кассет со средней и максимальной нагрузкой, при этом с помощью формулы (3.3) уточняем значение температуры теплоносителя и соответствующего ей значения изобарной теплоемкости.

4. Найденные значения изобарной теплоемкости на входе и выходе ТВС со средней и максимальной нагрузками используем для оценки, в первом приближении, распределения температуры теплоносителя  по высоте ТВС с помощью формулы (3.3), при этом предполагаем что изменения изобарной теплоемкости имеют линейный характер по высоте канала. Используя формулы [] запишем:

        

5. Предполагая что давление изменяется линейно по длине канала и используя полученное выше распределение температуры теплоносителя, определяем коэффициент динамической вязкости и удельный объем в расчетных сечениях :

              

               

где       , и      

Затем по формуле (3.4) рассчитываем перепад давления в пределах участков между расчетными сечениями ТВС. При этом согласно рекомендациям [] в качестве коэффициента динамической вязкости и удельного объема принимаем их среднеарифметические величины между входом и выходом рассматриваемого участка:

     

                                                         

Полученные значения потерь давления на рассчетных участках используем для определния окончательной эпюры по высоте ТВС со средней и максимальной нагрузкой.

По известным давлениям теплоносителя в расчетных сечениях по высоте ТВС определяем окончательный характер распределения температуры теплоносителя по формуле (3.3). Этот процесс носит итерационый характер, так как изобарная теплоемкость, входящая в формулу (3.3), зависит и от давления, и от температуры теплоносителя. В качестве исходного распределения температуры по высоте ТВС используется ранее полученное в предположении линейного характера изменения теплоемкости теплоносителя по длине канала - .

Характер изменения по высоте ТВС со средней и максимальной нагрузкой оценивается согласно [] для следующих теплофизических свойств воды:

   - изобарная теплоемкость воды, кДж/(кг0К);

   - коэффициент теплопроводности, кДж/(м0К);

   - коэффициент динамической вязкости, Пас;

                          - коэффициент кинематической вязкости воды на                     линии насыщения, м2/с;

   - число Прандтля;

   - энтальпия воды на линии насыщения, кДж/кг;

   - скрытая теплота парообразования, кДж/кг;

   - удельный объем теплоносителя, м3/кг;

   - удельные объемы воды и пара на линии                насыщения, м3/кг;

   - температура насыщения, 0С;

   - коэффициент поверхностного натяжения, Н/м.

Теплофизические свойства теплоносителя на линии насыщения определяем по давлению в расчетных сечениях.

3.1.3 Расчет коэффициента теплоотдачи

Интенсивность теплоодачи от ТВЭЛ-ов к теплоносителю предопределяет температурный режим оболочки ТВЭЛ-ов и топливного сердечника. Значение коэффициента теплоотдачи существенно изменяется в зависимости от гидродинамической структуры потока теплоносителя, его агрегатного состояния. Согласно [] для реакторах с водой под давлением интерес представляет конвективный теплообмен, коэффициент теплоотдачи в этом случае равен:

                

где  - сответственно коэффициент теплопроводности, коэффициент кинематической вязкости и число Прандтля для теплоносителя в расчетном сечении ТВС с координатой ;  - соответственно массовая скорость теплоносителя и гидравлический диаметр.

3.1.4 Расчет температуры оболочки ТВЭЛ-а и

топливного сердечника

Температурный режим элементов ТВЭЛ-а (оболочка, газовый зазор, топливный сердечник) определяется интенсивностью теплообмена с теплоносителем и зависит от плотности теплового потока, теплопроводности материала того или иного элемента.

Температура наружной поверхности оболочки ТВЭЛ-а:

               

где  и  - соответственно температура теплоносителя и коэффициент теплоотдачи от ТВЭЛ-а к теплоносителю в расчетном сечении ТВС с координатой ;  - линейный тепловой поток в центральной плоскости (=0) ТВС;  - соответственно наружный диаметр ТВЭЛ-а и высота активной зоны с учетом экстраполированной добавки (см. выше).

Как было сказано выше, одним из факторов, определяющим температурный режим элементов ТВЭЛ-а является теплопроводность материалов этих элементов. Оболочка ТВЭЛ-а изготовлена из сплава циркония (Zr + 1% Ni). Коэффициент теплопроводности циркония в зависимости от температуры определяется по данным табл. 3 [].

Температура плавления Zr согласно [] равна:  0С

Зазор между топливом и оболочкой составляет по исходным данным 0.2 мм согласно []. Зазор заполнен гелием при давлении 0.1 МПа, обладающим по сравнению с другими газами большей теплопроводностью. Коэффициент теплопроводности гелия слабо зависит от давления, и определяется, в основном, температурой. Численные значения коэффициента теплопроводности Не приведены в табл. 4 [].

Учитывая итерационный характер расчета температурного режима элементов ТВЭЛ-ов, в силу зависимости коэффициентов теплопроводности от температуры, согласно рекомендациям [] целесообразно при выполнении этих расчетов использовать эмпирические зависимости. Для расчета коэффициента теплопроводности Не, в зависимости от температуры, [] рекомендует следующую формулу:

         

где  - температура гелия, 0К.

Коэффициент теплопроводности двуокиси урана определим по данным табл. 5 либо же по формуле:

               

где  =10450 кг/м3 - плотность двуокиси урана;

      =10953.4 кг/м3 - теоретическая плотность урана;

      - температура двуокиси урана, 0К.

Температура плавления двуокиси урана составляет  0С [].

Температура внутренней поверхности оболочки ТВЭЛ-а равна:

                                   (3.5)

где  - температура наружной поверхности оболочки ТВЭЛ-а;

      - соответственно наружный и внутренний диаметры            оболочки ТВЭЛ-а, м;

      - коэффициент теплопроводности циркония, кВт/(м0К).

Температуру наружной поверхности топливного сердечника определяем по формуле:

                                   (3.6)

где  - соответственно толщина газового зазора и                коэффициент теплопроводности гелия;

      - средний радиус зазора между оболочкой и        

                        топливным сердечником, м.

Температура поверхности центрального отверствия топливного сердечника в предположении что тепловыделения равномерны по сечению равна:

                         (3.7)

где   - соответственно радиусы топливного сердечника и                      

              центрального отверстия в нем, м;

       - среднеарифметическое значение коэффициента                          теплопроводности двуокиси урана, кВт/(м0К).

 

Так как коэффициенты теплопроводности, входящие в формулы (3.5, 3.6, 3.7), зависят от температур, определяемых по этим же формулам, то вычислительный процесс носит итерационный характер. Примем по рекомендации [] что процесс расчета закончен при условии, что различие между полученными в двух последних итерационных циклах результаты (значения температуры) не превышают 0.5 0С.

                                           3.2 Результаты расчета

Таблица 3.1

                                      Исходные данные для расчета

Параметры

Размерность

Величина

Тепловая мощность реактора

кВт

3000000.0

Температура ТН на входе в АкЗ

0С

289.0

Объемное энерговыделение

кВт/м3

111000.0

Количество ТВС

шт.

163

Шаг ТВС в решетке

м

0.236

Количество ТВЭЛ в ТВС

шт.

312

Шаг ТВЭЛ в ТВС

м

1.2750000000E-02

Количество трубок для стержней регулирования

шт.

18

Количество трубок для детекторов изменения энерговыделения

шт.

0

Нар. диаметр направляющих трубок для стержней СУЗ

м

0.01260

Диаметр центральной трубки

м

0.013300

Толщина корпуса ТВС

м

0

Нар. диаметр ТВЭЛ

м

0.00910

Толщина оболочки

м

0.0006500

Количество дистанционирующих решеток

шт.

8

   

Таблица 3.2

Расчетные характеристики активной зоны

Характеристика

Размерность

Величина

Объем активной зоны

м3

27.027

Размер ТВС " под ключ "

м

0.2356

Площадь сечения одной ТВС

м2

0.048054

Площадь одной ячейки

м2

0.049079

Проходное сечение одной ТВС

м2

0.0264040

Проходное сечение ячейки

м2

0.0274294

Эквивалентный диаметр активной зоны

м

3.192

Высота активной зоны:

- без учета экстраполированной добавки

- с учетом экстраполированной добавки

м

м

2.713

2.873

Полная поверхность пучка ТВЭЛ в одной ТВС

м2

24.197105

Гидравлический диаметр

м

0.0105979

Тепловой периметр

м

8.9196

Tепловой диаметр

м

0.0118409


Таблица 3.3      

Расчетные тепловые потоки и теплогидравлические параметры по высоте ТВС

для cредне нагруженной кассеты

Координата по высоте

-Z/2

-3Z/8

-Z/4

-Z/8

0

Z/8

Z / 4

3Z/8

Z/2

Температура ТН  0С

289.00

290.82

294.79

300.21

305.99

311.40

315.85

318.91

320.15

Наружн. т-ра оболоч. 0С

292.23

307.16

321.90

334.29

342.12

341.99

334.51

323.23

Внутр. т-ра оболочки 0С

295.33

322.86

348.12

367.47

377.74

377.93

368.25

350.26

326.33

Наружная т-ра топл. 0С

338.14

516.42

647.74

730.22

760.54

737.96

663.25

539.14

367.64

Внутренняя т-ра топл., 0С

374.40

763.73

1139.37

1403.50

1498.60

1414.46

1161.00

792.27

405.33

Давление ТН,  МПа

16.114

16.100

16.086

16.071

16.057

16.043

16.029

16.014

16.000

Температура насыщ. 0С

347.88

347.81

347.74

347.67

347.60

347.53

347.46

347.39

347.32

К-т теплоотдачи, кВт/(м2*0К)

28.168

28.220

28.334

28.498

28.839

29.146

29.389

29.551

29.627

Удельная   теплоемкость, кДж/кг

5.248

5.283

5.360

5.466

5.671

5.865

6.022

6.121

6.185

Плотность ТН,         кг/м3

748.15

744.73

737.41

727.52

713.20

700.09

 

689.80

683.42

680.03

Число Прандля

0.863

0.867

0.877

0.891

0.923

0.954

0.980

0.995

1.006

К-т  т-пр-ти воды,  кВт/(м*0K)

0.50

0.50

0.49

0.48

0.47

0.46

0.45

0.45

0.45

Скрытая т-та парооб., кДж/кг

922.97

924.00

925.03

926.06

927.08

928.11

929.14

930.17

931.20

Энтальпия ТН ,       кДж/кг

1279.84

1289.40

1310.24

1338.87

1372.16

1403.37

1429.01

1446.69

1454.04

Энтальпия ТН нас.,   кДж/кг

1656.08

1655.51

1654.94

1654.37

1653.79

1653.22

1652.65

1652.07

1651.50

Массовое паросодержание

-0.41

-0.40

-0.37

-0.34

-0.30

-0.27

-0.24

-0.22

-0.21

Коэффициент запаса

19.27

3.76

2.20

1.67

1.49

1.52

1.84

2.98

14.91

Критический т. поток, кВт/м2

1792.07

1771.11

1724.80

1660.49

1582.79

1509.00

1447.57

1404.74

1386.73

Коэффициент запаса

20.55

3.96

2.24

1.63

1.36

1.31

1.49

2.29

11.20

Критический т. поток, кВт/м2

1911.49

1863.15

1759.45

1617.47

1452.40

1297.33

1169.42

1080.48

1042.19

Тепловой поток,    кВт/м2

93.02

471.03

785.00

992.25

1064.62

992.25

785.00

471.03

93.02


Таблица 3.4

     

             Расчетные тепловые потоки и теплогидравлические параметры по высоте ТВС

         для максимально нагруженной кассеты

Координата по высоте

-Z/2

-3Z/8

-Z/4

-Z/8

0

Z/8

Z / 4

3Z/8

Z/2

Температура ТН , 0С

289.00

290.97

295.27

301.07

307.28

313.12

317.89

321.06

322.12

Наружн. т-ра оболоч., 0С

292.80

310.20

327.18

341.13

349.71

352.22

348.56

339.30

325.71

Внутр. т-ра оболочки, 0С

297.85

335.83

369.99

395.35

407.94

406.50

391.46

365.00

330.77

Наружная т-ра топл. 0С

366.32

632.33

820.38

935.10

976.01

942.61

835.47

654.81

396.80

Внутренняя т-ра топл., 0С

428.50

1105.66

1731.90

2086.10

2195.40

2094.49

1751.92

1136.91

461.42

Давление ТН,  МПа

16.234

16.205

16.175

16.146

16.117

16.088

16.058

16.029

16.000

Температура насыщ., 0С

348.47

348.33

348.19

348.04

347.90

347.75

347.61

347.46

347.32

К-т теплоотдачи, кВт/(м2*0К)

38.978

39.052

39.219

39.494

40.002

40.458

40.812

41.171

41.370

Удельная   т-емкость, кДж/кг

5.251

5.289

5.372

5.512

5.724

5.915

6.077

6.201

6.317

Плотность ТН,         кг/м3

748.34

744.61

736.67

724.60

709.90

697.09

686.52

679.54

674.58

Число Прандля

0.864

0.868

0.878

0.898

0.932

0.962

0.988

1.008

1.027

К-т  т-пр-ти воды,  кВт/(м*0K)

0.50

0.50

0.49

0.48

0.47

0.46

0.45

0.44

0.44

Скрытая т-та парооб., кДж/кг

914.37

916.47

918.58

920.68

922.78

924.89

926.99

929.10

931.20

Энтальпия ТН,        кДж/кг

1279.79

1290.16

1312.72

1343.77

1379.51

1413.22

1440.74

1460.18

1467.49

Энтальпия ТН нас.,   кДж/кг

1660.87

1659.70

1658.53

1657.36

1656.19

1655.02

1653.84

1652.67

1651.50

Массовое паросодержание

-0.42

-0.40

-0.38

-0.34

-0.30

-0.26

-0.23

-0.21

-0.20

Коэффициент запаса

14.15

2.76

1.60

1.21

1.07

1.08

1.30

2.08

10.36

Критический т. поток, кВт/м2

2144.25

2114.38

2048.87

1957.39

1848.42

1744.19

1657.71

1594.82

1570.13

Коэффициент запаса

18.89

3.63

2.04

1.47

1.22

1.15

1.29

1.95

9.50

Критический т. поток, кВт/м2

2861.96

2781.54

2611.60

2379.02

2111.35

1857.91

1649.25

1499.60

1439.05

Тепловой поток,    кВт/м2

151.52

767.27

1278.70

1616.31

1734.19

1616.31

1278.70

767.27

151.52


Таблица 3.5

 Результаты расчета расхода теплоносителя, его массовой скорости,

линейного потока и поверхностного теплового потока

Наименование параметра

Размерность

Величина

Средняя температура топлива (сечение с координатой Н/4)

0С

1482.3221

Температура теплоносителя (сечение с координатой Н/4)

0С

317.89

Давление теплоносителя (сечение с координатой Н/4)

МПа

16.058

Плотность теплоносителя (сечение с координатой Н/4)

кг/м3 

686.517577

Расход теплоносителя

кг/с

16175.16

Массовая скорость

кг/м2

3617.80

Максимальная массовая скорость

кг/м2

5426.70

Объемный коэффициент неравномерности

2.5685

Линейный тепловой поток в центральной плоскости кассеты со средней тепловой нагрузкой

кВт/м

1.0102118342E+04

Линейный тепловой поток в центральной плоскости кассеты с максимальной тепловой нагрузкой

кВт/м

1.6455607609E+04

Средняя тепловая нагрузка в расчете на единицу поверхности

кВт/м2

7.0738068346E+02

Максимальный тепловой поток на единицу пов-ти ТВЭЛ-а кассеты c максимальной тепловой нагрузкой

кВт/м2

1.8169318615E+03

4 МОДЕЛИРОВАНИЕ ДС ПРЕДШЕСТВЕННИКА

ТЯЖЕЛЫХ АВАРИЙ на АЭС

4.1 Основные цели выполнения вероятностного

анализа безопасности

 

Вероятностный анализ безопасности (ВАБ) представляет собой системный анализ безопасности АС, который позволяет выявить основные источники аварий, разработать необходимые средства и мероприятия для достижения приемлемого уровня этого свойства на проектной стадии и поддержания достигнутого уровня безопасности при эксплуатации АС.

Выполнение ВАБ позволяет выполнить следующие основные задачи:

1) определить множество возможных состояний АС, которые могут возникнуть при ее эксплуатации в результате реализации различных событий, названных отказами ее оборудувания, компонентов, систем,  ошибочными действиями персонала или внешними по отношению к АС воздействиями;

2) разработать детальные вероятностные модели или аварийные последовательности (АП) для состояний с нарушением безопасности;

3) выполнить оценки вероятностей реализации аварийных последовательностей с нарушением безопасности;

4) определить, для каждой группы состояний с нарушением безопасности, доминантные АП, вносящие наибольшие вклады в суммарные вероятности их реализации;

5) определить основные АП, являющиеся источниками риска, и дать основу для разработки технических средств и инструкций (включая системы поддержки оператора) по управлению тяжелыми авариями, в том числе и для разработки плана защиты населения при их возникновении. Эти последовательности могут рассматриватся как сценарии для выполнения детализированных анализов аварийных процессов с целью определения основных параметров тяжелых аварий.

4.2 Моделирование аварийных последовательностей

Данный этап  процедуры ВАБ включает все аспекты построения модели АС.  Его результатом является модель, которая определяет инициирующее событие возможной аварии, реакцию АС на нее и спектр состояний повреждения объекта, а также определяются характерные  аварийные последовательности.

Определим реакцию АС на ИС "Малая течь". Это моделирование реакции приводит к формированию аварийных  последовательностей (АП). Модель аварийных последовательностей представляет  последовательность  событий, которые, следуя за ИС, ведут либо к "успешному" (проектному) состоянию или к повреждению активной зоны (см. ниже ДС).

Согласно рекомендациям [] проводим моделирование аварийных последовательностей с помощью метода дерева событий (ДС).

По уровню детальности, на котором прекращается  моделирование последовательности событий и начинается моделирование систем, используем так называемый  подход  "малые деревья событий", предложенный в [10], при котором зависимости между фронтальными системами и поддерживающими системами не отражаются в них.

Дерево событий (ДС) является графической моделью, которая упорядочивает и отображает события согласно требованиям  по ослаблению каждой группы исходных событий. Событиями или "заголовками"  ДС являются состояния систем (см. рис. 4. )

ДС  отображает также некоторые из функциональных зависимостей между событиями или "заголовками" дерева, например, случай, где отказ одной системы приводит к тому, что другая система не  может  должным  образом выполнять свою функцию. Такие зависимости приводят к пропуску точек ветвления.  Пропуск  точек  ветвления также  имеет  место,  если отказ или успешная работа системы не влияет на состояние повреждения, связанное с  данной  аварийной последовательностью.

Заголовки ДС (см. рис. 4. ) располагаются в причинном   порядке. Причинное упорядочивание означает,  что события  переупорядочиваются  так, чтобы число опускаемых ветвлений было максимальным.

4.2.1 Моделирование и расчет  ИСА “Малая течь”

по методике ВАБ

Предварительно, до начала рассмотрения ИСА “Малая течь”, определимся с системами безопасности и системами важными для безопасности, их назначением и параметрами срабатывания (см.[15,16]).

Система аварийного охлаждения активной зоны низкого давления (САОЗ НД). САОЗ НД предназначена для:

-аварийного охлаждения АкЗ реактора и последующего длительного отвода остаточных тепловыделений от АкЗ при авариях, связанных с разуплотнением первого контура, включая обрыв трубопроводов главного циркуляционного контура (ГЦК-Ду 850) полным сечением с двухсторонним истечением теплоносителя;

-планового расхолаживания первого контура во время останова реакторной установки;

-отвода остаточных тепловыделений АкЗ при проведении перегрузки АкЗ;

-отвода остаточных тепловыделений АкЗ при проведении ремонтных работ на оборудовании реакторной установки со снижением уровня теплоносителя в реакторе до оси патрубков "холодных" ниток петель без выгрузки АкЗ.

Система должна функционировать при следующих ИС:

1.Обесточивание АЭС - потеря на различную длительность по времени напряжения на шинах  СН от внутренних источников нормальной эксплуатации и по отношению к АЭС источников энергоснабжения.

2.Разрыв паропроводов или трубопроводов питательной воды парогенераторов в неотключаемых частях.

3.Разрыв парового коллектора.

4.Малая течь из первого контура, эквивалентная разрыву трубопровоача Ду<50 мм.

5.Средняя течь из первого контура 50<Ду<150 мм.

6.Большая течь из первого контура Ду>150 мм.

Система начинает работу на рециркуляцию когда давление в первом контуре >22.5кгс/см2. А при снижении давления в первом контуре ниже 22.5 кгс/см2 система подает раствор в первый контур.

Система гидроемкостей САОЗ (ГЕ САОЗ). Система гидроемкостей предназначена для быстрой подачи раствора борной кислоты в реактор для охлаждения активной зоны и залива при авриях с потерей теплоносителя 1-го контура, когда давление в нем меньше 60 кгс/см2.

Система аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД). САОЗ ВД предназначена для:

-подачи в первый контур высококонцентрированного раствора борной кислоты в аварийных ситуациях;

-обеспечение подачи в реактор воды, в режимах несвязанных с "большой" течью.

Система должна функционировать при следующих режимах:

1.Обесточивание АЭС - потеря на различную длительность по времени напряжения на шинах собственных нужд от внутренних источников нормальной эксплуатации и от внешних, по отношению к АЭС, источников энергоснабжения.

2.Разрыв паропроводов или трубопроводов питательной воды парогенераторов в нотключаемых частях.

3.Разрыв парового коллектора.

4.Малая течь из первого кнтура, эквивалентная разрыву трубопроводов Ду<50 мм.

5.Средняя течь из первого контура, эквивалентная разрыву трубопроводов 50<Ду<150 мм.

При давлении в первом контуре >110 кгс/см2 насос аварийного впрыска раствора бора начинает работать на рециркуляцию, а при снижении давления в первом контуре ниже 110 кгс/см2 насос аварийного впрыска бора подает раствор бора в первый контур.

Система подпитки-продувки 1-го контура. Система подпитки-продувки 1-го контура предназначена для изменения концентрации химического поглотителя нейтронов с целью регулирования реактивности (компенсация изменения реактивности по мере выгорания топлива при изменениях нагрузки, при пусках и остановах реактора), а также для выполнения функций:

-обеспечение во всех нормальных режимах энергоблока требуемого количества теплоносителя 1-го контура;

-компенсация неорганизованных протечек (до 2м3/ч), очистка и возврат в контур организованных протечек (до 2.5м3/ч), подача запирающей воды на уплотнения ГЦН-ов (до 2м3/ч):

-подачи в первый контур, в аварийных ситуациях, раствора бора со скоростью изменения концентрации раствора не менее 15% в час.

Система технического водоснабжения потребителей группы “А” (СТВ). Система технического водоснабжения потребителей группы “А” предназначена:

-для обеспечения отвода тепла от потребителей реакторного отделения (бассейн выдержки, промконтур, ряд вентиляционных систем, теплообменника САОЗ в режиме планового расхолаживания, и т. д.);

-для охлаждения аварийных механизмов, а также отвод тепла от активной зоны ядерного реактора при авариях.

Система аварийного газоудаления из 1-го контура (САГ). Система аварийного газоудаления из 1-го контура предназначена для удаления парогазовой смеси из первого контура при аварийной ситуации связанной с оголением активной зоны ядерного реактора и возникновением пароциркониевой реакции.

Может быть использована в качестве резервной при отказе штатных систем снижения давления в первом контуре.

Система аварийной подачи питательной воды в парогенераторы. Система аварийной подачи питательной воды в парогенераторы предназначена для подачи питательной воды в парогенераторы в аварийных режимах работы энергоблока связанных с обесточиванием энергоблока и нарушением нормальной подачи питательной воды в парогенераторы. Она нужна, чтобы обеспечить:

-подачу питательной воды в парогенераторы с момента аварии за промежуток времени до 2 минут;

-подачу питательной воды в не менее чем 2-а парогенератора, с расходом достаточным для аварийного расхолаживания;

-создание необходимого запаса обессоленной воды, исходя из условий обеспечения расхолаживания блока через БРУ-А до давления в первом контуре 15 кгс/см2.

Система защиты первого контура от превышения давления. Система защиты первого контура от превышения давления предназначена для предотвращения повреждений оборудования и трубопроводов первого контура АС в тех случаях, когда давление в них возрастает до величины, превышающей пределы безопасной эксплуатации (в основе проекта лежит, что давление в первом контуре ни при каких обстоятельствах не должно превышать рабочее более чем на 15%, даже если произошел отказ одного ИПУ.

Система защиты второго контура от превышения давления.

1.Система БРУ-А. Система быстродействущих редукционных устройств сброса пара в атмосферу предназначена для расхолаживания реакторной установки в аварийных режимах связанных с обесточиванием, и при запрете на открытие или отказе БРУ-К.

2.Система БРУ-К. Система быстродействущих редукционных устройств сброса пара в конденсатор предназначена для планового расхолаживания реакторной установки через конденсатор.

Система срабатывает автоматически по повышению давления во втором контуре < 71кгс/см2. 

3.Система БРУ-СН. Система быстродействущих редукционных устройств отбора пара на собственные нужды предназначена для обеспечения пароснабжения блочных потребителей при пусках, остановах, работе с пониженными нагрузками турбины (при давлениях в отборах не позволяющих обеспечить питание собственных нужд), а также для планового расхолаживания ЯППУ через КСН в ТК.

4.Система БЗОК. Система быстродействующих запорно-отсечных клапанов предназначена для быстрого отсечения аварийного ных генератора от парового коллектора (должна функционировать в аварийных режымах с исходными событиями связанными с разрывом парового коллектора или трубопровода питательной воды).

Система срабатывает автоматически при снижении давления в первом контуре ниже 69 кгс/см2.

Система надежного электроснабжения (СНЭ). Система надежного электроснабжения предназначена для питания электроенергией потребителей ситем безопасности при возникновении ИСА и при нормальной эксплуатации (последнее для потребителей 1-ой категории, требующих непрерывного снабжения электроенергией).

Все ИС требующие работы систем разделяются на группы:

1) ИС без потери внешних по отношению к АС источников электроснабжения;

2) обесточение-потеря внешних по отношению к АС источников электроснабжения;

3)   ИС с обесточением АС.

По отношению к событиям 2 и 3 СНЭ обладает наименьшим уровнем надежности, поскольку потеря элекроснабжения от внешних источников приводит к зависимой потере напряжения на распредустройстве 6 кВ всех каналов СБ от рабочих и резервных трансформаторов. СНЭ состоит из 3-ех каналов, каждый из которых снабжает электроенергией потребителей одного из 3-ех каналов: технологических, управляющих и обеспечивающих систем безопасности. В каждый канал входят 3-и подсистемы, от которых осуществляется питание потребителей различных групп надежного электроснабжения:

-подсистема, снабжающая потребителей 2-ой группы надежного питания переменным током с напряжением 6 кВ;

-подсистема, снабжающая потребителей 2-ой группы надежного питания постоянным током с напряжением 0.4 кВ;

-подсистема снабжающая потребителей 1-ой группы надежного питания постоянным током напряжением 0.4 кВ.

Управляющие системы безопасности (УСБ). Управляющие системы безопасности предназначены для приведения в действие исполнительных механизмов технологических систем безопасности при возникновении ИСА и оперативного контроля за выполнением заданных функций. УСБ также могут выполнять функции представления оператору информации при выполнении КФБ.

В УСБ входят:

1) информационно-логическая часть защит;

2) ступенчатый пуск;

3) исполнительные цепи управления.

Информационно-логическая часть защит выполняет функции формирования признаков ИСА: течи 1-го контура, и т. д.

Исполнительные цепи управления реализуют функции приема и выполнения команд поступающих на механизмы УСБ от защит, блокировок, оператора, с учетом их приоритета.

Система герметичного ограждения (СГО). Система герметичного ограждения выполняет функцию локализации радиоактивных продуктов в аварийных режимах энергоблока, сопровождающихся увеличением давления в объеме защитной оболочки (ЗО) свыше 1.3 кгс/см2. К указанным аварийным режимам приводят аварии с разгерметизацией первого контура.

4.2.1.1 Характеристика ИСА

”Малая течь”-авария, с потерей теплоносителя  первого  контура; контроль за протеканием которой поддерживается работой САОЗ ВД.

К группе “малые течи” относятся аварии связанные с разрывами, неплотностями трубопроводов, оборудования I-го контура, или связанных с  ними системами в неотсекаемой части, с эквивалентным диаметром течи < 30 мм [15].

Максимальный расход в “малую течь” диаметром до 30 мм оценивается величиной до 200 м3/ч [15].

За исходное состояние блока принимаем работу блока на номинальном уровне мощности.

Признаки аварии [17]:

1) появление дисбаланса расхода подпитки-продувки

2) устойчивое снижение давления  в  первом контуре, при нормальной работе регулятора давления в первом контуре;

3) утойчивое снижение уровня в КД при постоянной температуре в петлях реактора;

4) повышение параметров (давления) внутри ГО;

Дополнительные признаки аварии [17]:

1) снижение температуры подпиточной воды;

2) отсутствие повышенной активности пара в паропроводах;

3) отсутствие повышенной активности пара в эжекторах турбогенератора;

       4) отсутствие повышенной активности в продувочной воде ПГ;    

       5) повышение уровня в баке спецканализации;

       6) срабатывание сигнализации “Затопление трапов”.

 

По определению ИСА “Малая течь” следует, что вследствии течи из первого контура понижаются параметры теплоносителя (давление), после чего срабатывают ТЭН КД, т. е. уменьшается уровень воды в КД (поддерживается параметры теплоносителя). На основании этого основной параметр формирования защиты САОЗ ВД и АЗ - уровень в КД.

Действия систем  автоматики [17,18]:

1) срабатывание АЗ РУ по одному из сигналов:  

“Давление над активной зоной <148 кгс/см2 при температуре в горячих нитках >260 0С и Nт>75% Nном”, или “Давление над активной зоной <140 кгс/см2 при температуре в горячих нитках >260 0С и Nт<75% Nном”, или “Снижение уровня в КД<460 мм”.

2) с 30 с задержкой, после срабатывания АЗ, происходит отключение  секции СН 6 кВ, отключение  секции СН 6 кВ 2-ой группы надёжного питания, а также поступает команда на включение ДГ. Происходит ступенчатый пуск систем безопасности  по сигналу: “TS < 10 0C”.

3) по уставке “Понижение давления в ГПК < 52 кгс/см2” срабатывает блокировка на посадку СК ТГ, окрывается БРУ-К.

4) по одной из комбинации сигналов: “Температура  насыщения 1-го контура < 10 0C” + “Температура в 1-ом контуре > 200 0С” + “Давление в паропроводе 2-го контура < 50 кгс/см2”, либо же “Скорость изменения давления в ПГ > 1.5 кгс/см2” + “Давление в паропроводе ПГ < 52 кгс/см2” закрывается БЗОК.

5) БРУ-К работают в режиме расхолаживания.

 4.2.1.1.1 Функции и системы влияющие на состояние

активной зоны

Для предотвращения повреждения активной зоны при авариях с “малой течью” необходимо обеспечить выполнение следующих требований:

1) обеспечить поддержание запаса теплоносителя I-о контура;

2) отвод тепла от активной зоны во всём диапазоне изменения параметров, от номинальных значений до значений, соответствующих условиям безопасного состояния блока (холодного останова);

3) снижение давления в первом контуре, для улучшения условий и ускорения процесса расхолаживания.

 

В таблице 4.1 приведен перечень: функций безопасности и выполняющих их систем безопасности, а также перечень систем нормальной эксплуатации, которые могут оказать влияние на выполнение отмеченных выше функций  безопасности, и протекание процессов при авариях с малой течью; действий персонала в случае отказа автоматики, а также приведены возможные меры по управлению запроектными авариями, для предотвращения тяжелых повреждений активной зоны.

                                4.2.1.1.2 Конечные состояния ДС

На рисунке 4.1 представленно функциональное дерево событий для аварий с малой течью теплоносителя. В качестве промежуточных событий использованы события связанные с выполнением или невыполнением заданных функций безопасности как автоматикой, так и оперативным персоналом АС.

На рисунке 4.1 приняты следующие обозначения конечных состояний системы:

- OK - безопасные конечные  состояния;

- NR - конечные состояния, которые предполагают наличие рассчета, из-за неоднозначности теоретических выводов;

- PAKZV - повреждение активной зоны при высоких параметрах теплоно- сителя;  

- PAKZN - повреждение активной зоны при низких параметрах теплоносителя;  

- RAKZ - конечное состояние с разрушением активной зоны тепловым взрывом;

- PLV - конечное состояние с плавлением активной зоны.

 4.2.1.1.3 Допущения сделанные при моделировании ДС

При моделировании дерева событий были сделаны следующие допущения:

1) максимальная временная зедержка на срабатывание аварийной защиты (2.3 с) с минимально возможной эффективностью аварийной защиты;

2) время работы САОЗ ВД принимаем 72 часа [  ];

3) в связи с тем что время работы канала TQ13(23,33) от                бака  TQ13(23,33)B01 неизвестно, консервативно принимаем  его равным 1 ч;

4) причиной несрабатывания систем автоматики и оборудования могут быть как отказы их составляющих (независимые отказы, отказы по общей причине), так и ошибки в действиях персонала.

 


Дерево событий малой течи теплоносителя первого контура, компенсируемая  системой

TQ 13(23,33) САОЗ ВД.

Рисунок 4.1  

               Таблица  4.1

                        Перечень ФБ и СВБ.

Способ управления

Название систем

Функции безопасности

Критерии успешного выполнения ФБ

Уставки автоматического срабатывания автоматики

Действия оператора

1

АЗ

Аварийный останов реактора

Полное введение в активную зону, с заданной скоростью, всех стержней АЗ, кроме наиболее эффективного. Уменьшение нейтронной мощности по АКНП.

По одному из сигналов:

1) “Давление над активной зоной <148 кгс/см2 при температуре в горячих нитках >260 0С и Nт>75% Nном”*;

2) “Давление над активной зоной <140 кгс/см2 при температуре в горячих нитках >260 0С и Nт<75% Nном”*;

3) “Снижение уровня в КД<460 мм”*.

Продублировать срабатывание АЗ. Продублировать падение всех ОР на упоры, “застрявшие” ОР СУЗ сбросить повторно, либо же в индивидуальном режиме.                                                  

Включить насосы борного концентрата ТВ10Д02(03,04) на всас работающего подпиточного насоса.

Произвести посадку СК ТГ. Проконтролировать отключение выключателя генератора.

Отключить ТПН-1(2), проконтролировать включение ВПЭН.

Проконтролировать отключение ТЭН КД по уровню в КД 4200 мм.

2

САОЗ ВД в режиме впрыска

Поддержание РУ в подкритическом состоянии

Подача раствора бора от одного из трех каналов

Запуск каналов САОЗ ВД на рециркуляцию по сигналу “Давление в первом контуре > 110 кгс/см2”*. По сигналу "Давление в первом контуре  < 110кгс/см2 "* подача раствора в первый контур.

Контролировать подачу раствора бора. При отказе, попытатся открыть напорную арматуруTQ13(23,33)S01

3

САОЗ ВД в режиме рециркуляции через приямок

Поддержание запаса теплоносителя в первом контуре

Подача раствора бора от одного из трех каналов

По сигналу "Опорожнение баков САОЗ ВД (TQ13(23,33)В01)” насосы переключаются на подачу воды из бака TQ10B01 (открываются обратные клапана под воздействием разности давлений)

Контролировать и поддерживать уровень в КД около 8000 мм. Регулировать уровень в КД количеством работающих каналов САОЗ ВД и напорной арматурой.

4

Система нормального отвода тепла

Отвод тепла по второму контуру

Работа одного БРУ-К, на одном из 4-х ПГ, и подача питательной воды от одного ВПЭН в ПГ, расходом 150 м3/ч (ВПЭН должен работать 72 ч согласно [  ]).

По сигналу “Давление в парогенераторе < 71 кгс/см2” открывается БРУ-К, этого парогенератора, на 100 % с последующим включением регулятора. При снижении давления в ГПК > 58 кгс/см2 БРУ-К закрывается.

Контроль открытия БРУ-К. При несрабатывании БРУ-К попытаться открыть его вручную. Контролировать заполнение ПГ от ВПЭН. Если подача воды  от ВПЭН невозможна, то заполнение ПГ-в вести насосами аварийной подачи питательной воды (TX50(60,70,80)D01).

5

Система аварийного отвода тепла по второму контуру

Отвод тепла по второму контуру, при отказе систем нормальной эксплуатации

Работа одного БРУ-А, на одном из 4-х ПГ, и подача питательной воды одного АПЭН в ПГ с работающим БРУ-А

По сигналу "Давление во втором контуре > 73 кгс/см2"*  открывается БРУ-А, с его помощью поддерживается давление порядка 68 кгс/см2.

Контроль открытия БРУ-А по уставкам.

При несрабатывании БРУ-А (TX50(60,70,80)S03,04), попытаться открыть, хотя бы одну задвижку с электроприводом (TX50(60,70,80)S05).

6

Система аварийного газоудаления

Удаление парогазовой смеси из первого контура

Открытие по одной из трех задвижек в каждой группе на линии аварийного газоудаления из КД

--------------

Открыть задвижки на линии газовых сдувок

7

Система гидроемкостей САОЗ

Подача раствора борной кислоты в РУ

Работа двух каналов системы

По сигналу "Снижение давления в первом контуре < 60 кгс/см2"*.

Контроль срабатывания задвижек с электроприводом YT11(12,13,14)S01,02. При несрабатывании задвижек попытаться открыть их дистанционно.

8

САОЗ НД при работе по линии планового расхолаживания

Отвод тепла от реакторной установки при низком давлении в первом контуре, и расхолаживание РУ

Работа одного канала САОЗ НД по линии планового расхолаживания

По сигналу "Давление в первом контуре < 22.5 кгс/см2"*.

Проконтролировать переход насосов аварийного расхолаживания с рециркуляции на подачу теплоносителя в первый контур.

Снять запрет на управление TQ12,22,32S04.

Отключить насосы TQ13,23,33D01.

Перевести два из трех насосов TQ12,22,32D01 на рециркуляцию закрытием, соответственно двух из трех задвижек TQ12,22,32S04.

После расхолаживания первого контура до температуры порядка 100-110 0С снизить давление в первом контуре ниже 18 кгс/см2 прикрытием задвижки (TQ12S04) на напоре работающего насоса.

Расхолаживание первого контура перевести на линии планового

планового расхолаживания .

После снижения температуры в первом контуре < 70 0С сдренировать теплоноситель первого контура до оси холодных патрубков, для устранения места течи.

Расхолаживание вести по линии ремонтного расхолаживания.

9

Система аварийного газоудаления

Снижение давления в первом контуре, для перехода на отвод тепла через теплообменник САОЗ

Открытие по одной из трех задвижек в каждой группе на линии аварийного газоудаления из КД

-----------

Сразу после запуска механизмов каналов систем безопасности по сигналу “dTs < 10 0C” открыть арматуру системы аварийного газоудаления, для обеспечения отвода тепла от активной зоны реактора через теплообменник (TQ10W01).

10

Система технического водоснабжения потребителей группы "А"

Отвод тепла от активной зоны ядерного реактора

Работа одного из трех каналов системы.

Работает во всех режимах эксплуатации.

Включить резервные каналы, при наличии исходного события требующего работы всей системы.


                          4.2.1.1.4 Аварийные последовательности (АП)

Логическим продолжение дерева событий, является описание каждой последовательности событий, и как результат описание конечного состояния АС в целом. Мы проводим его лишь только для событий которые являются опасными с точки зрения повреждения активной зоны. Последовательности ие к повреждению   активной  зоны,  в  данной работе, и  называются аварийными последовательностями. (Термин  "последовательность событий"  употребляется  в  значении "сочетания постулированного исходного события и последующих действий операторов или объектов, важных для безопасности" (см. [12]). С этой точки зрения термин "аварийная последовательность" относится к  такой  "последовательности  событий", которая ведет к нежелательным последствиям.)

АП1 - представляет собой проектное протекание аварии с успешным выполнением всех ФБ, требуемых для приведения РУ в безопасное состояние “холодный останов” с использованием СБ и некоторых СНЭ в части второго контура, важных для безопасности.

АП4 - вызвана повсеместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру, системы аварийного охлаждения активной зоны низкого давления и нереализации мер по управлению аварией вследствии отказа системы аварийного газоудаления, по причине ошибочных действий персонала, при срабатавших АЗ, САОЗ ВД, САГ и СТВ.

При отказе этих систем длительное время отсутствует отвод тепла по первому контуру, в результате этого возрастают параметры теплоносителя и нужен расчет справится ли СТВ со своими аварийными функциями.

АП5 - вызвана повсеместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру, системы аварийного охлаждения активной зоны низкого давления, системы аварийного газоудаления (вследствии отказа арматуры) и системы аварийного газоудаления потребителей группы “А”, при срабатавшей АЗ, САОЗ ВД, САГ и СТВ.

При отказе этих систем длительное время отсутствует отвод тепла по первому контуру, в результате этого возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание, результатом этого является повреждение активной зоны под высоким давление.

АП6 - вызвана повсеместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру, системы аварийного охлаждения активной зоны низкого давления и нереализации мер по управлению аварией вследствии ошибочных действий персонала (при включении системы аварийного газоудаления), при сработавших АЗ и САОЗ ВД и САОТ.

При отказе этих систем длительное время отсутствует отвод тепла по первому и второму контуру, в результате этого возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны. Работы САОЗ ВД недостаточно для охлаждения активной зоны так как вынос энергии с истекающим теплоносителем меньше энергии остаточных тепловыделений и нужен расчет справится ли СТВ со своими аварийными функциями.

АП7 - вызвана повсеместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру, системы аварийного охлаждения активной зоны низкого давления и нереализации мер по управлению аварией вследствии отказа соответствующих технических средств (системы аварийного газоудаления), при сработавших АЗ и САОЗ ВД и САОТ.

При отказе этих систем длительное время отсутствует отвод тепла по первому и второму контуру, в результате этого возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны. Работы САОЗ ВД недостаточно для охлаждения активной зоны так как вынос энергии с истекающим теплоносителем меньше энергии остаточных тепловыделений.

 

АП8 - вызвана повсеместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру, вследствии отказа соответствующих технических средств (системы аварийного газоудаления) и системой подпитки баков АПЭН техводой (СНОТ и САГ) при сработавших АЗ, САОЗ ВД  и САОТ.

При отказе СНОТ и САГ длительное время отсутствует отвод тепла от реакторной установки через второй контур и отвод тепла по первому контуру, так как вследствии отказа САГ давление в первом контуре превышает напор насосов САОЗ НД (TQ12(22,32)D01), следствием этого является то, что возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны.

АП9 - вызвана повсеместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру, и нереализации мер по управлению аварией вследствии ошибочных действий персонала (при включении системы аварийного газоудаления) при сработавших АЗ, САОЗ ВД  и САОТ.

При отказе СНОТ и САГ длительное время отсутствует отвод тепла от реакторной установки через второй контур и отвод тепла по первому контуру, так как вследствии отказа САГ давление в первом контуре превышает напор насосов САОЗ НД (TQ12(22,32)D01), следствием этого является то, что возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны.

АП10 - вызвана совместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру (СНОТ) и системы аварийного расхолаживания по второму контуру (САОТ) при сработавших АЗ, САОЗ ВД и САГ.

При отказе СНОТ и САОТ прекращается отвод тепла от реакторной установки через второй контур, в результате этого возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание, нужен рассчет чтобы узнать справится ли САГ.

АП11 - вызвана совместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру (СНОТ), системы аварийного расхолаживания по второму контуру (САОТ) и системы аварийного газоудаления (вследствии отказа соответствующих технических средств), при сработавших АЗ и САОЗ ВД.

При отказе СНОТ, САОТ и САГ прекращается отвод тепла от реакторной установки через второй контур и не сбрасывается пароводяная смесь из первого контура, в результате этого возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны. Работы САОЗ ВД недостаточно для охлаждения активной зоны так как вынос энергии с истекающим теплоносителем меньше энергии остаточных тепловыделений.

АП12 - вызвана совместным отказом системы нормального отвода тепла по второму контуру (СНОТ), системы аварийного расхолаживания по второму контуру (САОТ) и системы аварийного газоудаления (по причине ошибочных действий персонала), при сработавших АЗ и САОЗ ВД.

При отказе СНОТ, САОТ и САГ прекращается отвод тепла от реакторной установки через второй контур и не сбрасывается пароводяная смесь из первого контура, в результате этого возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны. Работы САОЗ ВД недостаточно для охлаждения активной зоны, так как вынос энергии с истекающим теплоносителем меньше энергии остаточных тепловыделений.

АП14 - вызвана совместным отказом систем аварийного охлаждения активно зоны высокого (САОЗ ВД) и низкого давления (САОЗ НД), при сработавших АЗ, СНОТ, САГ, и ГЕ САОЗ.

При отказе САОЗ ВД и САОЗ НД не выполняется функция поддержания запаса теплоносителя в активной зоне при высоком и низком давлении, и не известно справятся ли сработавшие системы с данной ситуацией.

АП15 - вызвана совместным отказом системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления  (САОЗ ВД) и системы гидроёмкостей САОЗ (ГЕ САОЗ), при сработавших АЗ, СНОТ и САГ.

При отказе САОЗ ВД и ГЕ САОЗ не выполняется функция поддержания запаса теплоносителя первого контура в активной зоне при высоком и “среднем” давлении, и нужен рассчет конечного состояния при таких исходных событиях.

АП16 - вызвана совместным отказом системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД) и системы аварийного газоудаления в первом контуре (вследствии отказа соответствующих технических средств), при сработавших АЗ и СНОТ.

При отказе САОЗ ВД и САГ не выполняются функции поддержания запаса теплоносителя в активной зоне при высоком давлении и удаления парогазовой смеси из первого контура, следствием этого является то, что возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны.

АП17 - вызвана совместным отказом системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД) и системы аварийного газоудаления в первом контуре (по причине ошибочных действий персонала), при сработавших АЗ и СНОТ.

При отказе САОЗ ВД и САГ не выполняются функции поддержания запаса теплоносителя в активной зоне при высоком давлении и удаления парогазовой смеси из первого контура, следствием этого является то, что возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны.

АП18 - вызвана совместным отказом системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД) и системы нормального отвода тепла по второму контуру (СНОТ), при сработавших АЗ, САОТ и САГ.

При отказе САОЗ ВД и СНОТ не выполняются функции поддержания запаса теплоносителя в активной зоне при высоком давлении и длительное время отсутствует отвод тепла от реакторной установки через второй контур, и нужен рассчёт, чтобы узнать как сильно будет повреждена активная зона.

АП19 - вызвана совместным отказом системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД), системы нормального отвода тепла по второму контуру (СНОТ) и системы аварийного газоудаления (вследствии отказа соответствующих технических средств) при сработавших АЗ и САОТ.

При отказе САОЗ ВД, СНОТ и САГ не выполняются функции поддержания запаса теплоносителя первого контура в активной зоне при высоком давлении, длительное время отсутствует отвод тепла от реакторной установки через второй контур и происходит накопление парогазовой смеси под крышкой реактора. Все выше перечисленные нарушения приводят к разрушению активной зоны.

АП20 - вызвана совместным отказом системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД), системы нормального отвода тепла по второму контуру (СНОТ) и системы аварийного газоудаления (по причине ошибочных действий персонала) при сработавших АЗ и САОТ.

При отказе САОЗ ВД, СНОТ и САГ не выполняются функции поддержания запаса теплоносителя первого контура в активной зоне при высоком давлении, длительное время отсутствует отвод тепла от реакторной установки через второй контур и происходит накопление парогазовой смеси под крышкой реактора. Все выше перечисленные нарушения приводят к разрушению активной зоны.

АП21 - вызвана совместным отказом системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД), системы нормального отвода тепла по второму контуру (СНОТ) и системы аварийного расхолаживания по второму контуру (САОТ), при сработавшей АЗ.

При отказе этих систем длительное время отсутствует отвод тепла по первому и второму контуру, в результате этого возрастают параметры теплоносителя первого контура и происходит его вскипание с последующим оголением активной зоны, что в сумме приводит к её плавлению .

АП22 - вызвана отказом аварийной защиты (АЗ) при сработавшей САОЗ ВД.

Отказ АЗ приводит к увеличению параметров теплоносителя первого контура, и к переходным процессам в активной зоне, результаты которых требуют рассчетов.

 

АП23 - вызвана отказом аварийной защиты (АЗ) и системы аварийного охлаждения активной зоны высокого давления (САОЗ ВД).

Отказ АЗ и САОЗ ВД приводит к переходным процессам в активной зоне, результатом которых является плавление активной зоны.

   4.2.1.1.5 Результаты и оценка частоты повреждения

активной зоны

Согласно методики ASSET МАГАТЭ (с помощью компьютерной программы IRRAS) проведем расчет частоты плавления активной зоны по созданному нами дереву событий для аварии "Малая течь".

 

В таблице 4.2 приведены результаты рассчета частот повреждения активной зоны для двух рассматриваемых в этой работе вариантов проектных решений:

1) с учетом мер по управлению запроектными авариями;

2) без учета мер по управлению запроектными авариями.

Для каждой АП в таблице 4.2 приведены условные вероятности их реализации, рассчитанные для средних значений показателей надежности оборудования и компонентов, параметров моделей отказов по общей причине и показателей надежности действий персонала.

Условные вероятности реализации различных АП рассчитанны для следующих случаев:

- с учетом независимых отказов и отказов по общей причине (колонка 4);

- с учетом независимых отказов, отказов по общей причине и ошибочных действий персонала (колонка 5).

В колонках 6 и 7 приведены значения частот повреждения активной зоны для перечисленных выше случаев.

Основной вклад в значения вероятностей реализации АП вносят отказы по общей причине и ошибочные действия персонала. Так учет только отказов по общей причине вызывает примерно в 4-6 раз увеличение суммарной по всем аварийным последовательностям частоты повреждения активной зоны, а в результате дополнительного учета ошибочных действий персонала эта величина возрастает еще примерно в 1.1 раза для основного проектного варианта с учетом мер по управлению запроектными авариями.

Для отдельных АП учет отказов по общей причине и ошибочных действий персонала приводит к ухудшению более чем на три порядка значения вероятностей невыполнения функций безопасности по сравнению с учетом только зависимых отказов.

Таблица  4.2

       Результаты расчета частот повреждения активной зоны

Частота, 1/год

варианта

АП

Условная вероятность реализации АП

Часта ПАЗ,

1/год

Нез.+ОП

Нез.+ОП+П

1 вар.

2 вар.

1

2

3

4

5

6

7

3.2Е-3

1

4 и 6

<E-8

1.2E-5

3.8E-8

2

4 и 6

3.9E-4

5.9E-4

1.9E-6

1

10

<E-8

4.8E-5

1.5E-7

2

10

4.1E-5

1.4E-4

4.5E-7

1

14

3.1E-7

1.6E-5

5.1E-8

2

14

6.9E-5

1.2E-4

3.7E-7

1

15

1.7E-4

1.7E-4

5.4E-7

2

15

1.7E-4

1.7E-4

5.4E-7

1

18

9.8E-6

1.4E-5

4.5E-8

2

18

9.8E-6

1.4E-5

4.5E-8

1

22

1.5E-7

3.6E-5

1.2E-7

9.4E-7

3.3E-6

5 ЭКОНОМИКО-ОРГАНИЗАЦИОННАЯ ЧАСТЬ

5.1 Экономическая часть

5.1.1 Технико-экономическое обоснование

Важнейшим звеном анализа безопасности наряду с анализом мер по предотвращению нарушений в работе ЯЭУ является исследование потенциально возможных аварийных ситуаций.

Существует два подхода к проектированию ЯЭУ и анализу ее безопасности:

1. Детерминистский подход, - под ним понимается подход, базирующийся на системе правил, требований, сформулированных на основе опыта проектирования и эксплуатации ЯЭУ и закрепленных в нормативной документации.

Особенностями применения этого подхода являются:

1) то, что в качестве исходного события рассматривается любое, но только единичное нарушение: отказ в системах, внешнее воздействие, ошибочные действия персонала, при этом возникновение дополнительного исходного события во время протекания аварийной ситуации до окончательного выполнения системами безопасности своих функций учитывается;

2) то, что рассматриваются лишь нарушения зависимые от исходного события;

3) то, что неучитываются отказы по общей причине;

4) наиболее консервативный подход к последствиям.

2. Вероятностный анализ безопасности (ВАБ) представляет собой системный анализ причин возникновения, всевозможных путей развития и последствий аварий на АС с использованием широкого спектра физических, теплотехнических методов, методов анализа прочности конструкций, механики разрушения и ряда других, дополненных анализом надежности средств обеспечения безопасности и вероятностной оценкой развития событий.

Особенности применения вероятностного анализа безопасности:

1) возможность углубленного качественного и количественного исследования проекта АЭС  с  точки  зрения его внутренних свойств и воздействий со стороны окружающей среды,  включая выявление факторов,  вносящих наибольший  вклад  в риск;

2) возможность построить согласованную  интегральную модель поведения станции с точки зрения безопасности.

ВАБ отличается от традиционного детерминистического анализа  безопасности  тем,  что он ставит перед собой цель наиболее полно выявить аварийные последовательности, которые могут  возникнуть  в результате широкого спектра исходных событий, причем он использует систематизированный и реалистический подход к определению частоты и последствий аварий. Существенным достижением ВАБ является возможность численно  оценить  неопределенность анализа  безопасности  с учетом мнений и/или выводов экспертов.

Наконец ВАБ дает возможность оценить дополнительные  факторы,  связанные с безопасностью, по сравнению с тем, что позволяет детерминистический анализ, но одновременно с этим ВАБ не перекрывает спектр расчетных параметров детерминистского анализа безопасности. То есть лишь своеобразный симбиоз этих двух подходов позволит выявить слабые элементы в цепи аварийной последовательности и, следовательно, либо пересмотреть применение этих элементов (может нужна замена), либо же рассмотреть правильность их обслуживания. Кроме того, как показывает рассчет экономического обоснования применения метода (см. ниже), затраты на применение ВАБ являются незначительными по сравнению с затратами на ликвидацию аварии, а выгода на лицо - неопределенность вероятности аварии уменьшается, т. е. увеличивается безопасность АЭС.   

                     5.1.2 Смета затрат на реализацию НИР

Суммарные затраты на НИР определяются по формуле:

                               Снир = Книрнир

где  Книр - капитальные затраты на НИР;

      Снир - текущие затраты.

               5.1.2.1 Затраты на оборудование и материалы

Капитальные вложения для проведения НИР состоят из капитальных вложения в оборудование и капитальных вложений в здание. Величину капитальных вложений в оборудование определяем на основании табл. 5.1 по формуле:

                                   Коб = Кобinii  

где Кобi-расчетная стоимость единицы оборудования i-го типа, грн/ед.

     ni - количество единиц оборудования, ед;

     i - коэффициент использования оборудования, принимаем для рассчета, что оно равняется 1.

Определим расчетную стоимость единицы нового оборудования:

                                       Kобiобi(1+тр+с)                             (5.1)

где Цобi-оптовая цена единицы оборудования i-го типа;

     тр-коэффициент транспортно-заготовительных расходов, обусловленный приобретением оборудования, согласно [   ] принимаем для приведенных в табл. 5.1 типов оборудования соответственно 0.0075, 0.0225, 0.0275;

     с - коэффициент учитывающий затраты на подготовку помещения для установки в нем оборудования, принимаем 0.0015;

     м - коэффициент учитывающий затраты на установку и освоение оборудования, принимаем 0.001.

 

Цены на оборудование приведены в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Цены на оборудование  

Название оборудования

Маркировка

Колич.

оборуд.

Коэфф.

занятости

Цена единицы оборудования, [грн]

1

Компьютер

Pentium/100-630-SVGA0.28

2

1

1350

2

Компьютер

486 SX2/66-40

3

1

612

3

Принтер

Star LC-15

1

1

450

Т.к. при проведении работы использовалось не только новое оборудование, но и использовавшееся ранее, то капитальные затраты на него определяются по формуле:

                      Коб = Коб[(100- ТлетНа)/100]                            (5.2)

где Коб-капитальные вложения в новое оборудование данного типа, определяются по формуле (5.1);

    Тлет-период времени (год), в течении которого данное оборудование уже использовалось;

     На-общая годовая норма амортизацонных отчислений на капитальный ремонт оборудования, согласно [   ] принимаем 15 %.

Проведем расчет согласно формулы (5.1), для нового оборудования:

           Коб1 = 1350(1+0.0075+0.0015+0.001) = 1364 грн.

       Коб2 = 612(1+0.0225+0.0015+0.001) =  628 грн.

      Коб3 = 1800(1+0.0275+0.0015+0.001) =  464 грн.

Так как кроме нового оборудования ранее использовались два компьютера 486 SX2/66-40, то для них капитальные затраты определим по (5.2):

                   Коб2ст = 628{(100-215)/100} = 440 грн

Тогда капитальные затраты в оборудование равны:

            Коб= Коб+ Коб.ст=( nКоб1+nКоб2+nКоб3)+nКоб2ст

где n - количество единиц оборудования данного типа. Тогда

               Коб=21364+628+464+2440=4699.20 грн.

Капитальные вложения в здание расчитываются по формуле:

                                  Кзд = Sn   h Цзд

где

Sn - площадь занимаемого помещения, 40 м2 ;

- коэффициент занятости занимаемой площади, 1;

h - высота помещения, 2.7 м;

Цзд - стоимость 1 м3 здания, 180 грн/м3 ;

С учетом этого

                        Кзд = 4012.7180 = 19440 грн

Тогда расходы по оборудованию и зданию равны:

Книр = Кобзд = 4699.20+19440= 24139.20 грн.

                             5.1.2.2 Оплата труда

1. Основная  заработная плата определяется по формуле

                            Uосн. зп. = Uм.ф.зпТкр

где  Uм.ф.зп - месячный фонд зарплаты (см табл 5.2);

Ткр- продолжительность проведения НИР (принимаем по сетевому графику (см. рис. 5. )).

Таблица 5.2

Штатная ведомость НИР

Должностные лица участвующие в НИР

Коли-чество, чел.

 Месячные оклады, грн

Коэфф. занятости

 

 Месячный фонд, грн

  1.  

Нач. отдела

1

240

0.773

185.52

Зав. лабораторией 1

1

200

0.635

127.20

Зав. лабораторией 2

1

200

0.727

145.40

Ведущий инженер 1

1

150

0.636

95.40

Ведущий инженер 2

1

150

0.227

34.05

Инж. I категории 1

1

100

0.227

22.70

Инж. I категории 2

1

100

0.273

27.30

Инж. II категории 1

1

80

0.273

21.84

Инж. II категории 2

1

80

0.273

21.84

Ст. науч.сотрудник

1

130

0.956

124.28

Мл. науч. сотрудник 1

1

120

0.5

60.00

Мл. науч. сотрудник 2

1

120

0.5

60.00

Всего

925.53

Коэффициент занятости который упоминается в табл. 5.2 расчитан на основании диаграммы занятости (см. рис. 5.1).

Используя формулу определения количества рабочих месяцев выполнения НИР определим общую календарную продолжительность ее (Ткал):

                                     Ткр = Ткалотб

где Тот - время отпусков для среднесписочного сотрудника (при 25 рабочих днях в месяц), согласно [] расчитывается по формуле:

  Тот = [(t1n1/d + t2n2/d + ... + tmnm/d)/(n1 +...+ nm )] Ткргод

Принимая что продолжительность годового опуска для инженера равна 24 рабочим дням получим:

           Тот=[(241/21 + 242/21 + 242/21 + 242/21 + 242/21 + 241/21 + 24       

                                              2/21) / 12] 1.0476 / 12  =  2.5 дн = 0.099 мес.

Тб - время невыхода на работу по болезни принимаем согласно [] равным 3 % от Ткал, тогда: Тб = 0.03Ткал 

Тогда общая календарная продолжительность НИР равна:

     Ткалкротб= Ткрот+0.03Ткал=(Ткрот)/(1-0.03)

       Ткал = (1.0476+0.099)/0.97 = 1.1821 мес. = 29.55 дн.

Соответственно Тб = 0.0329.55 = 0.89 дн.

С учетом этого основная зарплата

                    Uосн. зп. = 925.531.1821 = 1094.07 грн.

2. Дополнительна зарплата определяется из выражения

                                                    Uдоп. зп = Uпр+Uот 

где Uпр - премиальный фонд заработной платы, согласно [] принимаем 25 % от Uосн. зп..

Uот - фонд заработной платы идущий на отпуск сотрудникам, он определяется по формуле:

                  Uот={( Uосн. зп.+ Uпр) Тот}/Tкр, тогда

  Uот={(1094.07 + 0.251094.07) 0.099}/1.0476 = 129.24 грн.

Т. е.               

                Uдоп. зп = 0.25 1094.07 + 129.24 = 402.76 грн.

Общий фонд заработной платы равен:

Uзп = Uосн. зп + Uдоп. зп = 1094.07 + 402.76 =1496.83 грн

Чтобы определить действительный фонд заработной платы нужно учесть отчисления из общего фонда заработной платы (Uзп), они, эти отчисления, состоят из:

- отчислений органам соцстраха.

Согласно [   ] отчисления органам соцстраха принимаем как 33.4 % от Uзп (где Uзп = Uосн.зп+ Uдоп.зп),  т. е.  

Uс.стр = 0.334Uзп = 0.3341496.83 = 499.94 грн.

- отчислений на медицинское страхование.

Согласно [   ] отчисления на медицинское страхование принимаем как 3.6 % от Uосн. зп, т. е.

Uм.стр. = 0.036Uосн.зп = 0.0361094.07 = 39.39 грн.

- отчислений в фонд занятости.

Согласно [   ] отчисления в фонд занятости принимаем как 1.5 % от Uосн.зп, т. е.

Uф.зан = 0.015 Uосн.зп = 0.015