Расчет тепловой схемы паротурбинной установки АЭС с реактором ВПБЭР-1000

Размещено на http://www.allbest.ru/

Исходные данные

Тип реактора: ВПБЭР

Мощность электрическая: Nэл = 1000 МПа

Давление в I контуре: PI = 16,8 МПа

Температура выхода из активной зоны: T = ts- 10 °C

Давление в конденсаторе Pк = 0,007 МПа

Давление в деаэраторе Pд = 0,75 МПа

Тип турбины: теплофикационная



Введение

Настоящий этап развития ядерной энергетики, как за рубежом, так и в нашей стране характеризуется приоритетной задачей повышения безопасности действующих АЭС и создания реакторов повышенной безопасности для АЭС нового поколения. Перспектива развития ядерной энергетики однозначно определяется возможностью гарантированной безопасности населения и окружающей среды. Высокий уровень безопасности достигается за счет совершенствования активных, введения пассивных защитных и локализующих систем, а также последовательной реализации концепции внутренне присущей безопасности. Создание реакторов нового поколения, обладающих свойством самозащищенности, позволяет обеспечить устойчивость к отказам оборудования и ошибкам персонала, ограничить радиационные последствия самых тяжелых аварий, исключить необходимость эвакуации населения.

Значительное упрощение систем за счет использования пассивных систем безопасности, применение экономических топливных циклов и высокие ресурсные характеристики оборудования дают возможность улучшить экономические показатели АЭС нового поколения с реакторами повышенной безопасности. Задача создания реактора повышенной по существу предельно достижимой безопасности успешно решена применительно к реакторной установке для атомных станций теплоснабжения АСТ-500, высокая безопасность которой подтверждена независимой экспертизой МАГАТЭ. Поэтому основные принципиальные решения по безопасности АСТ, такие, как интегральная компоновка реактора, применение страховочного корпуса, пассивные системы безопасности разного типа действия с глубоким резервированием и самосрабатыванием, легли в основу при разработке энергетического реактора повышенной безопасности электрической мощностью 630 МВт ВПБЭР-600.

1. Описание установки

сепарационный конденсатный турбина насос

На рисунках 1.1 и 1.2 представлена упрощенная тепловая схема установки с реактором ВПБЭР - 1000.

1-интегральный реактор;2-парогенератор;3-теплообменник-конденсатор;4-Главный циркуляционный насос;5-привод СУЗ;6-система очистки и борной компенсации реактивности;7-страховочный корпус;9-промежуточный контур охлаждения оборудования реакторной установки;10-система непрерывного отвода тепла;11-система пассивного отвода тепла;12-система аварийного отвода бора;13-система подпитки первого контура;14-система реакторного расхолаживания;15-сасмосрабатывающие устройства

Рисунок 1.1 - Упрощенная тепловая схема 1-го контура АЭС с реактором ВПБЭР-1000



1 -- уплотнения штоков клапанов турбины; 2 -- блок стопорно-регулирующих клапанов; 3 -- ЦСД турбины; 4 -- уплотнения вала турбины; 5 -- сепаратор-промперегреватель; 6 -- отсечная заслонка; 7 -- ЦНД турбины; 8 -- подогреватели сетевой воды; 9 -- насос теплосети; 10 -- конденсатор турбины; 11 -- конденсатный насос первой ступени; 12 -- основной эжектор;13 -- эжектор уплотнений;14 -- конденсатоочистка; 15 -- конденсатный насос второй ступени; 16 -- ПНД; 17 -- дренажный насос; 18 -- охладитель дренажа; 19 -- деаэратор; 20 -- питательный насос с турбоприводом; 21 -- ПВД; 22 -- коллектор пара собственных нужд; 23 -- БРУ-СН; 24 -- БРУ-К

Рисунок 1.2 - Упрощенная тепловая схема 2-го контура АЭС с реактором ВПБЭР-600

Интегральный вариант компоновки

В состав реакторной установки входят следующие основные контуры и системы:

- первый контур;

- контур рабочего тела (второй контур);

- промежуточный контур охлаждения оборудования реакторной установки;

- система аварийного отвода тепла;

- система аварийного ввода бора;

- система защиты первого контура от повышения давления в запроектных авариях;

- система декомпресии реактора;

- система подпитки первого контура теплоносителем;

- система газа;

- система ремонтного расхолаживания;

- страховочный корпус;

- система вентиляции страховочного корпуса;

- система защиты парогенераторов от превышения давления сверх допустимого.

Реакторная установка размещена под прочно-плотной защитной оболочкой.

Система аварийного отвода тепла, ввода жидкого поглотителя, защиты первого контура от повышения давления в запроектных авариях, система декомпрессии реактора и подпитки первого контура, страховочный корпус, промконтур, локализующая арматура, а также защитная оболочка являются системами и устройствами безопасности.

Первый контур

Первый контур установки ВПБЭР-600 включает в себя водо-водяной реактор интегрального типа, в корпусе которого размещены активная зона с рабочими органами СУЗ, секции парогенераторов, контур охлаждения активной зоны, парогазовый компенсатор давления, теплообменники-конденсаторы системы аварийного отвода тепла, шесть главных циркуляционных электронасосов на патрубках, выполненных в днище корпуса реактора; систему очистки теплоносителя и борной компенсации реактивности.

Циркуляция теплоносителя по основному контуру в энергетических режимах осуществляется главными циркуляционными электронасосами. Теплоноситель из верхней части реактора поступает в парогенераторы, где отдает тепло рабочему телу, и поступает на всас главных циркуляционных насосов. С напора насосов вода подается в активную зону, где нагревается, поднимается вначале по индивидуальным тяговым трубам, затем по общему участку блока труб и устройств и вновь поступает на вход в парогенераторы. При авариях, связанных с остановками главных циркуляционных электронасосов, отвод остаточных тепловыделений осуществляется за счет естественной циркуляции по этому же тракту.

Водно-химический режим первого контура - коррекционный аммиачно-борно-калиевый. В компенсаторе объема используется смесь водяного пара с азотом.

Система очистки теплоносителя и борной компенсации реактивности предназначена для поддержания требуемого качества теплоносителя, вывода борной кислоты из теплоносителя в процессе выгорания топлива в активной зоне.

В состав система очистки входят:

рекуператор;

доохладитель;

два электронасоса (один резервный);

фильтр смешанного действия с катионитом в калий аммиачной форме и анионитом в боратной форме; фильтр постоянно обеспечивает очистку воды от продуктов коррозии, радиоактивных изотопов, хлоридов в поддержание “буферности”водно-химического и газового режимов;

три анионитовых фильтра с анионитом в ОН-форме, которые подключаются при необходимости вывода борной кислоты;

катионитовый фильтр с катионитом в Н+-форме, подключаемый для вывода избыточной щелочности;

фильтр-ловушка;

трубопроводы и арматура.

При работе системы очистки часть теплоносителя поступает из основного циркуляционного контура в систему, охлаждается в рекуператоре, затем в доохладителе, после чего вода очищается в ионообменном фильтре смешанного действия, подогревается в рекуператоре и возвращается в реактор.

В режиме вывода борной кислоты теплоноситель, охлаждаясь в рекуператоре, затем в доохладителе, насосом системы очистки подается на катионитовый фильтр, где происходит выведение щелочи калия, и на один из анконитовых фильтров, в котором происходит очистка теплоносителя от борной кислоты. Очищенная вода поступает на ионообменный фильтр смешанного действия, подогревается в рекуператоре и далее возвращается в контур. Операции по выводу борной кислоты осуществляются 15-20 раз за кампанию между перегрузками топлива.

Системы и устройства безопасности

Система аварийного отвода тепла предназначена для отвода тепла от реактора, в случае отказа систем нормального расхолаживания при авариях и включает в себя:

Систему пассивного отвода тепла, состоявшую из двух независимых петель, каждая из которых включает: три теплообменника-конденсатора, встроенных в реактор (мощностью 3x6 МЗт); три водяных теплообменника мощностью Зх6 МВт; компенсатор давления; подключающую арматуру, срабатывающую по сигналам от прямого действия среды {по уровню теплоносителя и давлению в реакторе) и по сигналам из системы автоматизированного управления.

При расхолаживании при герметичном первом контуре - теплообменник и конденсаторы работают в водо-водяном режиме, в случае разгерметизации первого контура - работают как конденсаторы, находясь в паровом объеме. От теплообменников-конденсаторов тепло транспортируется в водяные теплообменники, через которые циркулирует техническая вода, а при прекращении ее циркуляции - расхолаживание реактора обеспечивается в течении 3-х суток выпариванием боды из блоков теплообменников со сбросом пара в атмосферу. Давление в системе аварийного отвода тепла поддерживается с помощью газового компенсатора давления на уровне 18 МПа, что выше давления в первом контуре.

Систему непрерывного отвода тепла, состоящую из двух независимых петель, которые отводят тепло в водяных теплообменниках, размещенных в блоках теплообменников системы аварийного отвода тепла. В состав каждой петли входят: три теплообменника-конденсатора,встроенные в реактор мощностью,Зх6МВт; промежуточный теплоообменник, охлаждаемый конденсатом питательной воды от конденсатных насосов паротурбинной установки; три водяных теплообменника мощностью Зх6 МВт; компенсатор давления» трубопроводу. При работе установки на мощности тепло, отводимое теплообменниками-конденсаторами за счет естественной циркуляции передается теплообменникам, расположенным в блоках теплообменников, и идет на подогрев питательной боды парогенераторов. .

Вода в блоках теплообменников нагревается до температуры конденсата (постоянная циркуляция технической воды через блоки не предусматривается). При расхолаживании тепло, получаемое от первого контура, отводится в теплообменниках, расположенных в блоках теплообменников, через которые циркулирует техническая вода. В случае прекращения подачи технической воды, отвод тепла осуществляется за счет выпаривания воды из баков со сбросом пара в атмосферу. Запас воды в блоках теплообменников обеспечивает расхолаживание в реакторе в течении трех суток.

Возможно применение воздушных теплообменников (мощностью 2x6 МВт), которые отводят тепло от реактора после выпаривания воды из блоков за пределами трех суток неограниченное время.

Блок теплообменников, предназначенный для отвода тепловыделений от реактора при работе систем непрерывного отвода тепла и пассивного отвода тепла. Он представляет собой бак с запасом воды, в котором размещена теплообменная поверхность, часть ее подключена к системе пассивного отвода тепла, часть - к системе непрерывного отвода тепла. Объем запасенной воды в блоке - 1000 м3.

Система аварийного ввода жидкого поглотителя

Система предназначена для перевода и- поддержания активной зоны реактора в подкритическом и в "холодном" состоянии в случае отказов в системе управления и защиты реактора с несрабатыванием нескольких приводов СУЗ (не вводом груш стержней-поглотителей).Эта система может быть использована для подачи охлаждающей среды (водного раствора борных соединений) в реактор для отвода остаточных тепловыделений от реактора при разгерметизации первого контура. В состав системы входят следующие элементы: емкость объемом 80 м3 с раствором борной кислоты объемом 50 м3 и газовой подушкой давлением 1,5 МПа, гидроаккумулятор объемом 80 м3 с раствором борной кислоты (30 г/кг) объемом 60 м3 и газовой подушкой с давлением 10 МПа, мембранно-разрывное устройство прямого действия, срабатывающее при повышении давления в реакторе, арматура и трубопроводы.

Ввод емкости в работу производится открытием арматуры с пневмоприводом на линиях, соединяющих емкости с борным раствором с водяным и парогазовым объемами реактора. Открытие клапанов производится автоматически в аварийной ситуации с невводом в активную зону реактора нескольких рабочих групп стержней-поглотителей после срабатывания аварийной защиты. Подача борного раствора осуществляется за счет расположения емкости над реактором. Ввод гидроаккумулятора производится за счет превышения давления в нем при разгерметизации и снижении давления в первом контуре. Начальное давление в газовом объеме гидроаккумулятора составляет 10 МПа.

Система защиты первого контура от повышения давления в запроектных авариях.

Система предназначена для исключения переопрессовки корпуса реактора в запроектных авариях, начнется "страховочной". В состав системы входят элементы: два предохранительных устройства,включающие каждый мембранное устройство, предохранительный клапан и трубопроводы, Мембранное устройство расположено на линии между реактором и предохранительным клапаном, для исключения протечек при негерметичности последнего, и разрывается при давлении 23,5 Ша. Теплоноситель из реактора сбрасывается через систему в объем страховочного корпуса. Предохранительный клапан открывается при давлении в реакторе 19,1 МПа, закрывается при 15,7 МПа.

Система декомпрессии реактора.

Эта система предназначена для уменьшения расхода неорганизованного истечения теплоносителя из реактора через неплотность при аварийной разгерметизации его корпуса путем организации теплоносителя при этой аварии в страховочный корпус. В состав системы входят: два мембранных клапана прямого действия; два клапана с пнемоприводом, получающие сигнал на открытие от прямого действия среды; два клапана с пневмоприводом, управляемые дистанционно; трубопроводы. Клапаны прямого действия срабатывают при повышении давления в страховочном корпусе, а два клапана с пневмоприводом - по снижению уровня воды в реакторе. Клапаны установлены на двух параллельных ветках таким образом, что клапаны прямого действия расположены до клапанов с пневмоприводом со стороны реактора.

Система подпитки первого контура

Эта система предназначена для заполнения и подпитки первого контура, для ввода в первый контур химреагентов с целью поддержания необходимого водно-химического режима, а также может использоваться в качестве страховочной системы для подачи борного раствора в реактор в случае возникновения запроектной аварии с разгерметизацией первого контура. Система трехканальная и включает в себя два электронасоса производительностью по 20 м3/ч и напором 18 МПа; два насоса производительностью по 4-6 м3/ч и напором 25 МПа; бак с боросодержащим раствором, объемом 120 м3; трубопроводы и арматура. Ввод в работу осуществляется автоматически или дистанционно при снижении уровня воды в реакторе ниже допустимого; возможна подача воды из станционных систем после израсходования боросодержащего раствора из бака.

Система газа

Система газа предназначена для создания необходимого давления газа в реакторе, емкостях системы ввода жидкого поглотителя, компенсаторах давления систем аварийного отвода тепла, промконтуpa охлаждения оборудования и ремонтного расхолаживания, а также для заполнения газом страховочного корпуса. Заполнение и подпитка газом указанного оборудования и прием газа при проведении регламентных работ, связанных со снижением давления газа или вскрытием перечисленных систем, производятся с использованием следующего оборудования: газовых баллонов, компенсатора, арматуры и трубопроводов, включая редукционные и предохранительные клапаны.

Система ремонтного расхолаживания

Система ремонтного расхолаживания предназначена для снижения и поддержания температуры в реакторе после вывода установки из действия на уровне, позволяющем вскрытие первого контура.

В состав системы входят:

- два циркуляционных насоса( один резервный);

- два теплообменника (один резервный);

- газовый компенсатор давления;

- фильтр;

- трубопроводы и арматура;.

Система трубопроводами подключена к двум парогенераторам по второму контуру, через которые отводит тепло от реактора, передавая его в теплообменниках технической воде. Предусмотрено подключение электропотребителей к резервным дизельгенераторам.

Система защиты парогенераторов от превышения давления в полости второго контура сверх допустимого предназначена для защиты секций парогенераторов с малой негерметичностью от переопрессовки.В состав системы входят двадцать предохранительных автоматических устройств (ПАУ) и трубопроводы.

Устройства подключены одной стороной к неотключаемому участку трубопровода питательной воды, другой - к парогазовому компенсатору давления реактора.

Устройства срабатывают при повышении давления в отключенной секции до 21 МПа.

Страховочный корпус

Страховочный корпус предназначен для размещения внутри него реактора, оборудования и трубопроводов первого контура; он обеспечивает превышение уровня теплоносителя над активной зоной при аварийных разгерметизациях первого контура, обеспечивает аварийнее расхолаживание реактора и локализации радиоактивных продуктов при таких авариях.

Страховочный корпус - герметичная металлическая конструкция, рассчитанная на внутреннее давление, возникающее при разгерметизации первого контура. Все проходки трубопроводов и кабелей через стенки страховочного корпуса выполнена герметичными. На трубопроводах первого контура, выходящих за пределы страховочного корпуса, установлена локализующая арматура.

В пределах объема страховочного корпуса размещаются следующие элементы установки: реактор; система очистки теплоносителя и борной компенсации реактивности имеет свой страховочный корпус; система вентиляции страховочного корпуса; арматура и трубопроводы первого контура, контура рабочего тела, система охлаждения радиоактивного оборудования, а также система аварийного отвода тепла, декомпрессии реактора, защита первого контура от превышения давления в запроектных авариях и др. Страховочный корпус заполнен азотом.

Система вентиляции страховочного корпуса предназначена для поддержания в нем необходимого температурного режима. Ода работает по замкнутому циклу. Газ из верхней части страховочного корпуса поступает на всас электровентиляторов, предварительно охлаждаясь в холодильниках системы вентиляции и далее - в объем корпуса

Защитная оболочка

Реакторная установка размещена внутри прочно-плотной защитной оболочки, которая предназначена для предохранения установки от внешних воздействий, обусловленных природно-климатическими явлениями (ураганами и др.) и деятельностью человека (падение летательных аппаратов и др.), а также для локализации радиоактивности в процессе перезарядки реактора и при запроектных авариях. Она рассчитана на внутреннее давление 0,1 МПа. Защитная оболочка представляет собой прочно-плотную строительную конструкцию из бетона, внутри которой размещены страховочный корпус, помещения реакторной установки, необходимое оборудование, шахта и помещения для производства перезарядки реактора, профилактических и ремонтных работ.



2. Выбор и обоснование расчётной схемы

2.1 Конструктивная схема турбины. Построение процесса расширения пара в i - s диаграмме

В данной установке используется турбина на насыщеном паре, состоящая из двух цилиндров. Схема турбины показана на рисунке 2.1.

ПГ - парогенератор; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; C - сепаратор; ППП - промпароперегреватель; Д - деаэратор; ПВД - регенеративный подогреватель высокого давления; ЭГ - электрогенератор

Рисунок 2.1 - Конструктивная схема турбины

На АЭС с реакторами ВВЭР применяют турбинные установки на насыщенном (или слабо перегретом) паре. Основные конструктивные особенности таких установок соответствуют их относительно низкой экономичности, связанной с низкими начальными параметрами пара, большими расходами пара, а также с нарастающей влажностью по ступеням (организацией сепарации между цилиндрами).

Несмотря на то, что теоретически было бы целесообразно отводить влагу после каждой ступени, влагоулавливающие камеры совмещают с отборами пара в систему регенеративных подогревателей, причём в турбинах большой мощности используют также поступенчатую сепарацию влаги.

Оптимальное число отборов в турбине зависит от начальных параметров пара, типа установки, мощности единичного блока (при меньшей мощности - меньшее число отборов) и т.д.

В каждом конкретном случае конструктивная схема турбины определяется в результате многовариантных оптимизационных расчётов. Определяющим критерием является общая экономичность, учитывающая термодинамические характеристики, экономические показатели турбины, стоимость регенеративных подогревателей и т.д.

В настоящее время общее число отборов на подогреватели (высокого и низкого давления) двухконтурных АЭС большой мощности (440 МВт и более) принимают 5 - 9, одноконтурных - такой же мощности их число может быть несколько меньше (2 - 4), причём из экономических соображений предпочтительнее применение только регенеративных отборов низкого давления. [4, c. 5, 9]

2.2 Определение параметров пара перед турбиной

1) Температура на выходе из активной зоны определяется выражением (1):

= tSPI - ?t (1)

где tSPI = 351,5 °C [3, с. 8] - температура насыщения при давлении в первом контуре;

?t = 10 °C.

= 351,5 - 10 = 341,5 °C

2) Температура пара перед турбиной определяется выражением (2):

tII = tI - ?t (2)



где tI - температура в первом контуре;

?t = (8?15) °C. Принимаем ?t = 11,5 °C

tII = tI - ?t = 341,5 - 11,5 = tSPпг = 330 °C

PПГ = 12,85 МПа [3, с. 13] - давление в ПГ

3) Давление пара перед турбиной определяется выражением (3):

Po = PПГ - ?P (3)

где ?P = 4,85 МПа

Po = 12,85 - 4,85 = 8,0 МПа

to = tSPo =294,98 °C

Процесса расширения пара в i - s - диаграмме приводится в приложении А.

Параметры i - s диаграмме сведены в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Параметры i-s диаграммы

Точка	Давление P, МПа	Температура t, °С	Энтальпия i, кДж/кг
a	Pa = Po = 8,0	ta = to = 294,98	2770
a'	Pa' = 0,95Pa = 7,6	ta'? ta = 294,98	2790
a”	Pa” = Pразд = 0,15 Pa' = 1,14	ta” = tsPразд = 186 [3, с. 16]	2455
a”'	Pa”'=1,5	ta”'=198,28	2505
b	Pb = Pразд = 1,14	tb = tsPразд = 186 [3, с. 16]	2505
c	Pc = 0,95 Pразд = 1,08	tc = tsPc = 183,4 [3, с. 16]	2775
d	Pd = 0,95 Pc = 1,03	td = to - 20 = 274,98	3000
d'	Pd' = 0,95Pd = 0,98	td' ? td = 274,98	3000
d''	Pd''=Pk=0,007	td'' = tsPk = 39,02	2190
d'''	Pd'''=0,18	td'''=117	2311
e	Pe = Pk = 0,007	tc = tsPk = 39,02 [3, с. 14]	2311

a - a' - потери давления на паровпускных устройствах в ЦВД;

a' - a” - располагаемый теплоперепад на ЦВД;

a' - a'” - действительный теплоперепад на ЦВД;

a' - b - теплоперепад в ЦВД;

b - c - предварительная сепарация пара;

c - d - промежуточный перегрев пара в ППП;

d - d' - потери давления на паровпускных устройствах в ЦНД;

d' - d” - располагаемый теплоперепад на ЦНД;

d' - d'” - действительный теплоперепад на ЦНД;

d'- e - теплоперепад в ЦНД.

Располагаемый теплоперепад на ЦВД, кДж/кг, определяется выражением (4):

(4)

где - энтальпия пара в точке a';

- энтальпия пара в точке a”.

Действительный теплоперепад на ЦВД, кДж/кг, определяется выражением (5):

(5)

где - относительный внутренний КПД ЦВД. Принимаем

Располагаемый теплоперепад на ЦНД , кДж/кг, определяется выражением (6):

(6)

где - энтальпия пара в точке d';

- энтальпия пара в точке d”.

Действительный теплоперепад на ЦНД , кДж/кг, определяется выражением (7):

(7)

где - относительный внутренний КПД ЦНД. Принимаем

2.3 Сепарационные и промпароперегревательные устройства

Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины, вызывая эрозию ее лопаток. Существуют разные методы предотвращения этого. Один из них - отвод влаги из проточной части турбины при помощи различных сепарационных устройств. К этим устройствам относятся прежде всего внешние турбинные сепараторы, устанавливаемые между корпусами турбины.

Рабочие процессы турбин насыщенного пара показывают, что допустимые влажности в последних ступенях турбины требуют применения сепарации, а иногда и промежуточного перегрева пара между цилиндрами турбины.

Промежуточный перегрев пара, частично сработавшего перепад в ЦВД и осушенного в сепараторе, производится только в поверхностных перегревателях (греющая среда - острый пар). Схема включения поверхностных паропаровых перегревателей при перегреве острым паром показана на рисунке 2.2.



1 - линия острого пара; 2 - цилиндр высокого давления; 3 - сепаратор; 4 - пароперегреватель; 5 - цилиндр низкого давления турбины; 6 - конденсатор

Рисунок 2.2 - Схема включения поверхностных паропаровых перегревателей при перегреве острым паром

Одна из важных задач при разработке сепаратора и промпароперегревателя - выбор давления в этих устройствах. Зависимости выигрыша в тепловой экономичности установки от величины разделительного давления имеют некоторый оптимум, величина которого для обычно применяемой сепарации и однократного промежуточного перегрева дает оптимальную величину разделительного давления, составляющую около 15 от начального. При выборе давления промежуточного перегрева следует иметь ввиду, что поверхность нагрева пароперегревателя тем меньше, чем больше давление и перепад температур греющего и перегреваемого пара.

При постоянной температуре греющего пара выбор более высокой конечной температуры промежуточного перегрева повысит тепловую экономичность, но и приведет к увеличению потребной поверхности нагрева за счет падения температурного напора, что увеличивает поверхность нагрева ППП и удорожает установку. Оптимальная величина температурного напора, равная разности температур острого пара и конечной температуры перегреваемого пара - 20 - 25С. Такие параметры дают возможность получить наиболее высокую температуру перегреваемого пара и наибольший выигрыш в тепловой экономичности турбины. [1, c. 219, 227 - 229]

2.4 Конденсационная установка

На рисунке 2.3 представлена схема конденсационной установки.

Основное назначение конденсационной установки.

1) Конденсация пара после его расширения в турбине. Осуществляется за счет нагрева охлаждающей воды, температура которой ниже температуры насыщения пара.

2) Создание и поддержание давления ниже атмосферного за счет циркуляции охлаждающей воды.

3) Конденсатор может являться приемником пара в аварийных ситуациях, когда пар через БРОУ направляется в конденсатор.

Таким образом, основная задача конденсационной установки - установление и поддержание разряжения в выхлопном патрубке турбины, а тем самым и внутри конденсатора.

1 - пар из выхлопного патрубка турбины; 2 - поверхностный конденсатор; 3 - подвод охлаждающей воды; 4 - линия подачи конденсата через охладители эжекторов; 5 - конденсатный насос; 6 - охладитель пара эжекторов; 7 - пароструйный эжектор; 8 - линия отсоса парогазовой смеси из конденсатора; 9 - подача рабочего пара на эжектор; 10 - отвод неконденсирующего газа

Рисунок 2.3 - Схема конденсационной установки

Из выходного патрубка турбины в паровой объём поверхностного конденсатора поступает пар, отработавший в турбине. Через трубки конденсатора прокачивается охлаждающая вода. Образовавшийся конденсат стекает в нижнюю часть конденсатора и конденсатным насосом возвращается в цикл. Для создания разрежения в выхлопном патрубке турбины и в конденсаторе в состав конденсационной установке входит пароструйный эжектор, к которому подводят пар одного из отборов турбины (а иногда и острый пар). В связи в разряжением в конденсаторе в его паровой объём постоянно поступает воздух из окружающеё среды, поэтому паровой эжектор работает непрерывно, отсасывая воздух из конденсатора вместе с некоторым количеством пара. [1, c.107 - 108]

2.5 Конденсатные насосы

Назначение конденсатных насосов - преодоление гидравлического сопротивления конденсатного тракта от конденсатора до деаэратора; включая давление деаэратора.

Конструктивная схема конденсатного насоса представлена на рисунке 2.4



1, 6 - подшипники скольжения; 2 - концевое уплотнение; 3 - литой корпус; 4 - рабочее колесо; 5 - вал;

Рисунок 2.4 - Конструктивная схема конденсатного насоса

Возможны одноподъемная и двухподъемная установки конденсатных насосов. На рисунке 2.5 представлена схема установки конденсатных насосов.

Если применена 100%-ная конденсатоочистка, то часто используют двухподъемные конденсатные насосы, т.е. устанавливают после конденсатора конденсатные насосы первого подъема (КНI), а после конденсатоочистки - второго подъема (КНII). Производительности этих насосов должны быть одинаковыми.

Насос первого подъема преодолевает сопротивление тракта до конденсатоочистки и ее фильтров; насос второго подъема - сопротивление остального тракта до деаэратора, т.е. напор его больше, чем первого подъема. При этом фильтры конденсатоочистки работают под малым давлением. Применяется и одноподъемная схема. Однако при этом фильтры должны быть рассчитаны на полный напор насоса, т.е. на давление около 2,0 МПа.

Для предотвращения кавитации в конденсатных насосах, их устанавливают с определенным подпором по отношению к конденсатору.

Если конденсаторы расположены в “подвижном” помещении, то величина подпора ограничена, поэтому сопротивление всасывающей линии от конденсатора до насоса должно быть минимальным.

а)б)

1 - конденсатор; 2 - конденсатный насос первого подъема; 3 - конденсатоочистка; 4 - конденсатный насос второго подъема; 5 - конденсатный насос полного подъема

Рисунок 2.5 - Схема установки конденсатных насосов а - двухподъемная; б - одноподъемная

2.6 Схема эжекторной установки для отсоса газовоздушной смеси из конденсатора

Схема представлена на рисунке 2.6 Расход пара на эжекторе составляет 0,5?0,8% расхода пара на турбину. Имеются две группы эжекторов: основные и резервные. Основные эжектора для уменьшения расхода пара делают многоступенчатыми. Во избежание потерь конденсата и для уменьшения тепловых потерь с рабочим паром, конструкция пароструйного эжектора сочетается с холодильниками пара. Эти теплообменники охлаждаются основным потоком конденсата турбин после конденсатора. Поэтому их еще называют подогревателями на сбросном паре эжекторов. Задачу поддержания уровня конденсата в конденсаторе выполняет клапан рециркуляции.



1 - подвод рабочего пара; 2 - выпуск газов; 3 - вторая ступень парового эжектора; 4 - перемычка для возможности работы одной второй ступени при пуске турбины; 5 - первая ступень парового эжектора; 6 - сброс конденсата в паровой объем конденсатора; 7 - пусковой эжектор; 8 - линия отсосов газов; 9 - конденсатор; 10 - конденсатный насос; 11 - каскадный сброс конденсата из второй ступени эжектора в первую; 12 - трубопровод для рециркуляции конденсата турбины при ее пуске; 13 - ПНД; 14 - клапан рециркуляции и поддержания уровня в конденсаторе.

Рисунок 2.6 - Схема эжекторной установки для отсоса газовоздушной смеси из конденсатора

2.7 Система конденсатоочистки

Конденсатоочистка используется для удаления грубодисперсных примесей (главным образом нерастворенных продуктов коррозии), удаление веществ истинно растворенных и коллоидной степени дисперсности.

Основным элементом оборудования конденсатоочистки являются фильтры смешанного действия (ФСД). Преимущества ФСД по-сравнению с фильтрами Н+ и ОН- форме заключаются в том, что в ФСД реализуется ионный обмен с таким большим количеством ступеней, которое никогда не может быть достигнуто в схемах с фильтрами раздельного действия.

2.8 Системы дренажных насосов и охладителей дренажей

Греющие пары с отборов турбины поступают в корпусы подогревателей низкого давления. За счет нагрева воды, протекающей внутри трубок, происходит конденсация этих паров. Образующийся конденсат собирается в нижней части корпусов. Этот конденсат, иногда называемый дренажем подогревателей, дренажными насосами закачивается в линию основного конденсата и смешивается с потоком основного нагреваемого конденсата.

В связи с различием в давлениях трактов ПНД и ПВД схемы возврата в цикл дренажей греющих паров отличаются. Для ПНД используют комбинации каскадного слива с дренажными насосами, а для ПВД только каскадный слив - в деаэратор.

При каскадном сливе дренажей конденсат греющего пара с более высоким давлением сливается в корпус с меньшим давлением. В связи с этим происходит частичное парообразование этого конденсата и соответствующее уменьшение расхода отборного пара из турбины, что снижает экономичность регенеративного цикла. Для предотвращения этого явления в конструкциях регенеративных подогревателей предусматриваются охладители дренажей, либо, в дополнение к регенеративным подогревателям, применяют установку вынесенных охладителей дренажей (ОД). Т.к. при этом вся схема усложняется и удорожается, то иногда их используют не после каждого ПНД. Схема вынесенного ОД представлена на рисунке 2.7.



1, 3 - подогреватели низкого давления; 2 - дроссельная шайба; 4 - охладитель дренажа греющего пара

Рисунок 2.7 - Вынесенный охладитель дренажа ПНД

Можно сократить и число дренажных насосов за счет использования каскадного слива дренажей из корпусов подогревателей, находящихся под большим давлением, в корпусы с меньшим давлением и закачкой суммарного дренажа в тракт конденсата одним насосом.

2.9 Регенеративные подогреватели низкого давления

Подогреватели бывают смешивающего и поверхностного типа.

Преимущества подогревателей поверхностного типа:

- давление воды по тракту независимо от давлений пара в отборах турбины;

- возможность прокачки воды через все подогреватели одним конденсатным насосом.

Требования к конструкции поверхностных регенеративных подогревателей.

1) Обеспечение доступа к поверхности теплообмена для ремонта и осмотра, для чего предусмотрена выемка трубной системы из корпуса.

2) Среда с большим давлением (конденсат, питательная вода) направляется внутрь труб малого диаметра; греющий пар - снаружи (в межтрубное пространство), т.е. корпус подогревателя рассчитывается на давление греющего пара, что уменьшает металлоемкость, а следовательно и стоимость подогревателя.

3) Греющий пар в подогревателях направляется сверху вниз, т.к. при этом облегчается вывод воздуха из верхней части корпуса и отвод конденсата из нижней части.

4) Змеевиковая поверхность теплообмена выполняется наиболее компактно.

5) Трубки отвода неконденсирующихся газов из верхней части корпуса выполняются из аустенитных нержавеющих сталей.

6) Движение пара организуется без застойных зон. В противном случае будет скопление газа и снижение коэффициента теплопередачи.

7) За счет большего давления нагреваемой среды над греющей обеспечивается невскипание воды в подогревателях и отсутствие гидравлических ударов.

Отличия подогревателей высокого давления (ПВД) и подогревателей низкого давления (ПНД).

ПВД и ПНД работают в различных температурных условиях: ПНД при низких температурах, ПВД при более высоких температурах.

Более интенсивно коррозионные процессы протекают в ПНД, т.к. в турбинном конденсате содержатся кислород и углекислота, которая интенсифицирует коррозионные процессы. Поэтому материал ПНД должен быть коррозионно-стойким. В качестве коррозионно-стойких материалов применяется латунь (сплав меди с цинком), нержавеющие и высоконикелевые сплавы.

В ПВД питательная вода прошла очистку от этих газов в деаэраторе, поэтому материал ПВД обычная углеродистая сталь.

2.9.1 Конструктивная схема ПНД

Поверхностный регенеративный ПНД с трубной системой из нержавеющей аустенитной стали.

Регенеративный ПНД выполняется с трубной системой из нержавеющей аустенитной стали типа 0Х18Н10Т для использования их в системе одноконтурной АЭС. Конструктивная схема такого подогревателя представлена на рисунке 2.8, из которой видно, что охлаждение конденсата греющего пара осуществляется в самом подогревателе. Для таких подогревателей принимают четыре хода по воде.

1 - трубная система; 2 - вход воды; 3 - выход воды; 4 - отсос парогазовой смеси; 5 - к водоуказательному прибору; 6 - опорожнение трубной системы; 7 - выход конденсата греющего пара; 8 - впуск конденсата греющего пара соседнего подогревателя; 9 - вход греющего пара

Рисунок 2.8 - Поверхностный регенеративный ПНД с трубной системой из аустенитной нержавеющей стали

Регенеративный подогрев предназначен для повышения термического КПД цикла. Часть тепла направляется на обогрев питательной воды и сбрасывается в конденсатор. Принципиально регенеративный подогрев может повысить термический КПД на (8?12)%. [1, c. 71 - 75, 78 - 79]

2.9.2 Схема движения сред в ПНД

Схема движения сред в ПНД представлена на рисунке 2.9

Рисунок 2.9 - Схема движения сред в ПНД

2.9.3 Определение количества ПНД

PК = 0,007 МПа; tsPк = 39,02 °C - температура насыщения при давлении в конденсаторе. [3, c. 14]

PД = 0,75 МПа; tsPд = 167,76 °C - температура насыщения при давлении в деаэраторе. [3, c. 16]

tП.В. ? 220 °C - температура питательной воды.

Принимаем tП.В. = 220 °C

Температура среды после всех ПНД определяется выражением (8):

tL = tsPд - ?t (8)

где ?t = 15 °C - подогрев воды в деаэраторе.

tL = 167,76 - 15 = 152,76 °C

Средний подогрев в элементах тепловой схемы:

?tКН= (1?3) °C - средний подогрев в КН. Принимаем 2 °C

?tБОУ = (3?5) °C - средний подогрев в БОУ. Принимаем 4 °C

?tОЭ+ЭУ = (7?10) °C - средний подогрев в ОЭ и ЭУ. Принимаем 8 °C

?tОД = (5?7) °C - средний подогрев в ОД. Принимаем 6 °C

Средний подогрев во всех ПНД определяется выражением (9):

?t?ПНД =tsPд-?t-tsPк-2*tКН-?tБОУ-?tОЭ+ЭУ-?tод-?tдн (9)

?t?ПНД = 167,76 - 15 - 39,02 - 4 - 4 - 8 - 6 - 2 = 89,74 °C

?tПНД = (15?30) °C - средний подогрев в одном ПНД. Принимаем ?tПНД = 22 °C

Количество ПНД определяется выражением (10):

nПНД = ?t?ПНД / ?tПНД (10)

nПНД = 89,74/22 = 4;

2.10 Смеситель

Смеситель - теплообменник смешивающего типа контактный. Он предназначен для смешивания дренажа с питательной водой.

В отличие от регенеративных подогревателей, где дренаж, несконденсировавшиеся остатки и сам теплоноситель циркулирует за счет разности давлений (как следствие изменения температуры и плотности) либо действие конденсатного насоса, в смеситель с более высоким давлением дренаж продается насосом. Насос не только создает необходимый напор, но и несколько сжимает жидкость.

Благодаря смешиванию жидкостей с разными энтальпиями смеситель подогревает основной конденсат на (1,5?2)°C.



2.11 Расчетная схема конденсатного тракта

Схема представлена на рисунке 2.10.

ЭУ - эжектор уплотнения; ОЭ - основной эжектор; С - сепаратор; ПГ парогенератор; Д - деаэратор; КН - конденсатный насос; ПН - питательный насос; ПНД - регенеративный подогреватели низкого давления; ПВД - регенеративный подогреватели высокого давления; ОД - охладитель дренажа; ДН - дренажный насос; БОУ - блочноочистная установка; СМ - смеситель

Рисунок 2.10 - Расчётная

2.12 Деаэрационная установка

Необходимость иметь в питательной воде возможно меньшее количество примесей и коррозионно-агрессивных газов, требует применения специальных устройств. В настоящее время широко распространена схема поддержания водного режима, основанная на деаэрации конденсата питательной воды в основной деаэрационно-питательной установке. В ее состав входят: деаэрационная колонка (одна, две, иногда три) и связанные с ней охладитель выпара, деаэраторный бак, питательные насосы.

Физический смысл процесса деаэрации состоит в том, что при нагревании воды до температуры насыщения растворимость газов в ней близка к нулю.

Для надежного удаления газов из воды необходимо прогревать всю массу воды до температуры насыщения. Недогрев на 1?3 градуса значительно увеличивает остаточное содержание газов в воде.

Деаэрационная колонка удаляет газы из воды, а также служит баком запаса питательной воды и выполняет функции теплообменника.

Деаэраторы могут быть смешивающие, поверхностные, перегретой воды. По давлению деаэраторы разделяются на вакуумные (устанавливаются на линии подпитки теплосети), атмосферные (на линии подачи добавочной воды), повышенного давления (на основном потоке конденсата).

По конструктивным особенностям (по способу дробления воды) деаэраторы подразделяют на сопловые, с насадками, пленочные, струйные, барботажные.

2.12.1 Принцип действия деаэрационной колонки

На рисунке 2.12 представлена схема деаэрационной колонки. Стрелками показано движение пара.

Деаэрационная колонка является одновременно подогревателем смешивающего типа, в котором происходит подогрев основного потока конденсата за счет отборного пара турбины и его соединение с некоторыми другими потоками. В охладителе выпара происходит разделение паровоздушной смеси с последующим возвратом конденсата пара в систему и удаление неконденсирующих газов в атмосферу. Для обеспечения необходимого расхода питательной воды в любых режимах работы перед питательным насосом (ПН) должна быть водяная емкость. Т.к. этот бак используется также для установки на нем деаэрационных колонок, его называют деаэраторным баком. Питательные насосы, располагаемые под баком, забирают из него питательную воду и подают ее в реакторы одноконтурных АЭС, обеспечивая их постоянное питание.

1-отвод выпара; 2-подвод основного конденсата; 3-подвод конденсата испарителя; 4-тарелки; 5-подача греющего пара

Рисунок 2.11 - Схема деаэрационной колонки

Основной тепловой процесс в деаэраторе сводится к созданию условий, при которых из воды, прошедшей через деаэратор, практически полностью удаляются растворимые в ней газы. Непрерывно отводимую из деаэратора парогазовую (паровоздушную) смесь называют выпаром деаэратора. С выпаром уходит определенное количество теплоты, потеря которой должна быть уменьшена. Для этого устанавливают охладители выпара.

Деаэратор - один из подогревателей в общей системе регенерации. Поэтому искусственное поддержание давления на постоянном уровне искажает распределение подогрева в системе регенерации. Хотя, если подогрев воды в деаэраторе принять небольшим (10-15С), то постоянное давление не внесет изменения тепловой экономичности.

Основная часть деаэраторной установки - вертикальная деаэрационная колонка, в которой вода и греющий пар движутся встречными потоками: вода - вниз, а пар - вверх. Движение пара вверх обеспечивает наилучшую вентиляцию в деаэраторе и увеличивает время пребывания в нем движущейся в ней воды, что улучшает ее подогрев и деаэрацию.

На АЭС наибольшее распространение получили смешивающие деаэраторы струйного типа.

Вода, подлежащая деаэрации, поступает в верхнюю часть колонки и сливается через последовательно установленные дырчатые щиты-тарелки. Отверстия в тарелках небольшого диаметра (5 - 6мм), что обеспечивает достаточно мелкое дробление струй воды. Между тарелками имеется свободное пространство, в котором уменьшается скорость струй, увеличивая время их пребывания в колонке. За время движения вниз вода прогревается до t насыщения за счет конденсации греющего пара, поступающего в нижнюю часть колонки. Освобожденная от газов вода сливается в деаэраторный бак. Греющий пар подается через штуцер в несколько большем количестве, чем необходимо для полного прогрева воды за счет его конденсации. Конденсат греющего пара присоединяется к струям воды, а несконденсированный пар проходит дальше, обеспечивая вентиляцию деаэраторной колонки и прогрев встречных потоков воды. Оставшийся несконденсированный греющий пар вместе с газами, выделившимися из воды, через штуцер отводится из колонки.

Деаэраторные колонки устанавливают на деаэраторных баках.

Вода из деаэраторного бака к питательному насосу должна забираться на высоте 100 - 150 мм от дна бака и из мест, наиболее удаленных от головки (места ввода воды в бак).

Уровень воды в деаэраторном баке может быть расположен достаточно высоко, однако не должен выходить из пределов бака, чтобы не заполнять деаэраторную колонку, нарушая ее работу. Поэтому деаэраторный бак обязательно снабжают переливным устройством на отметке максимально допустимого уровня воды. Кроме того, деаэраторный бак имеет водоуказательные стекла по всей высоте бака, сниженные указатели уровня и сигнализаторы нижнего уровня воды в баке. [1, с. 86 - 91]

2.12.2 Схема подключения деаэратора к тепловой схеме.

Схема представлена на рисунке 2.12.

1 - поток конденсата после ПНД; 2 - выброс неконденсировавшихся газов; 3 - охладитель выпара; 4 - выпар; 5 - деаэратор; 6 - питательный насос; 7 - ПВД; 8 - отборный пар на ПВД; 9 - пар от постороннего источника; 10 - клапан регулятора давления.

Рисунок 2.12 - Схема подключения деаэратора к тепловой схеме

2.13 Питательная установка

Задача питательной установки состоит в непрерывном восполнении убыли воды в парогенерирующей установке, связанной прежде всего с расходом пара на турбину, а также с расходом пара прочими потребителями, утечками и т.д.

Конечное давление за питательной установкой должно превышать давление в парогенерирующей установке на значение сопротивления всего питательного тракта от деаэратора до нее.

Возможны три схемы включения питательной установки - одноподъемная, одноподъемная с бустерным насосом и двухподъемная. Схемы представлены на рисунке 2.13.

1 - ПВД; 2 - деаэраторный бак; 3 - одноподъёмный ПН; 4 - бустерный насос; 5 - основной ПН; 6, 7 - питателные насосы первого и второго контура

Рисунок 2.13 - Схема включения ПН при высоких давлениях парообразующей установки

При одноподъемной схеме питательный насос создает полное давление, необходимое для подачи воды в парообразующую установку. Под этим давлением находится трубная система всех ПВД.

При одноподъемной схеме с бустерным насосом дифференциальный напор последнего относительно не велик - около 1,5 МПА. Его основное назначение - создать необходимый подпор на всасе главного насоса.

При двухподъемной схеме устанавливают два питательных насоса с последовательным их включением.

Надежность работы ПН требует предотвращения вскипания воды в насосе. Вода в деаэраторном баке находится при температуре кипения, поэтому при уменьшении давления в ПН за счет входного сопротивления она могла бы вскипеть, нарушив работу насоса. Для предотвращения этого явления деаэраторный бак поднимают над отметкой установки ПН.

В качестве питательных насосов обычно используют центробежные многоступенчатые насосы с сальниковым уплотнением вала. [1, c. 102 - 104]

На рисунке 2.14 представлена конструктивная схема питательного насоса.



1 - подшипники скольжения; 2 - входная крышка; 3 - направляющий аппарат; 4 - рабочее колесо; 5 - наружный корпус; 6 - вал; 7 - кожух; 8 - внутренний корпус; 9 - напорная крышка; 10 - концевое уплотнение; 11 - разгрузочный диск; 12 - подушка пяты; 13 - уплотнение рабочих колёс

Рисунок 2.14 - Конструктивная схема питательного насоса

2.14 Регенеративные подогреватели высокого давления

Целью применения регенеративных ПВД является повышение термического КПД цикла путем переноса тепла от турбины к питательной воде, возвращая ее в цикл. Отличие подогревателей высокого и низкого давления вызвано сложностью изготовления водяных камер и трубной доски последних. Вместо водяных камер применены коллекторы.

При выборе числа ПВД необходимо учитывать, что величина среднего подогрева в каждом рекомендуется (15?25) ?С.

Величина подогрева питательной воды до температуры греющего пара составляет (5?7) ?С. [1, c. 75 - 77]



2.14.1 Конструктивная схема ПВД

Схема представлена на рисунке 2.15.

1 - выход питательной воды; 2 - трубная система; 3 - коллектора трубной системы; 4 - к водоуказательному прибору; 5 - вход питательной воды; 6 - вход греющего пара; 7 - выпуск конденсата греющего пара соседнего подогревателя; 8 - отсос газовоздушной смеси; 9 - выход конденсата греющего пара;

Рисунок 2.15 - Конструктивная схема регенеративного ПВД

2.14.2 Схема движения сред в ПВД

Схема представлена на рисунке 2.16.



Рисунок 2.16 - Схема движения сред в подогревателе высокого давления.

2.14.3 Определение количества ПВД

Средний подогрев в элементах тепловой схемы:

?tПН = (1?3) °C - средний подогрев в ПН. Принимаем 2 °C

Средний подогрев во всех ПНД определяется выражением (11):

?t?ПВД =tП.В.-tsPд-2*?tПН (11)

?t?ПВД = 220 - 167,76 - 4 = 48,24 °C

?tПВД = (15?25) °C - средний подогрев в одном ПВД. Принимаем ?tПВД = 16 °C

Количество ПВД определяется выражением (12):

nПВД = ?t?ПВД / ?tПВД (12)

nПВД = 48,24/16 = 3;



2.15 Расчетная схема питательного тракта

Схема представлена на рисунке 2.17.

ПГ - парогенератор; ПН - питательный насос; ПВД - регенеративный подогреватель высокого давления

Рисунок 2.17 - Схема питательного тракта

2.16 Быстродействующая редукционная охладительная установка (БРОУ)

БРОУ применяется для снижения давления (дросселирование) и для снижения температуры. Схема БРОУ представлена на рисунке 2.18

1 - дроссельный клапан; 2 - форсунки; 3 - пароохладитель; 4 - предохранительный клапан; 5 - быстровключающийся запорный клапан; 6 - дроссельное устройство; 7 - регулирующий клапан; 8 - импульсное устройство; 9 - дроссельные решетки

Рисунок 18 - Схема БРОУ



Первоначально снижается давление в редукционном (дроссельном) клапане (1), затем в дроссельных решетках (9) пароохладителя (3). После снижения давления в пар через форсунки (2) пароохладителя впрыскивается охлаждающая вода от КН для охлаждения пара до необходимой температуры. Окончательные параметры редуцированного пара устанавливаются на некотором расстоянии от пароохладителя (3), поэтому импульс для воздействия на дроссельный (1) и регулирующий (7) клапаны берется в точке импульсного устройства (8), которая находится на расстоянии 8 - 10 м после пароохладителя с дроссельными решётками (9).

Через дроссельное устройство (6) проходит одно и тоже количество воды при всех нагрузках. Благодаря этому перед регулирующим клапаном (7) всегда поддерживается одно и тоже давление, которое на 1 - 1,5 МПа выше, чем в пароохладителе.

Внутри регулирующего клапана (7) поток разветвляется, большая часть его поступает на впрыск, остальная сливается в деаэратор, он называется клапаном постоянного расхода. [1, c. 232 - 233]

2.17 Схема испарительной установки с охладителем продувочной воды

Схема представлена на рисунке 2.19.



1 - подвод первичного пара; 2 - корпус; 3 - отвод вторичного пара; 4 - конденсатор вторичного пара; 5 - регулятор уровня; 6 - конденсатоотводчики; 7 - сборник конденсата; 8 - линия подачи питательной воды; 9 - продувка испарителя; 10 - греющая секция; 11 - теплообменник; 12 - охладитель конденсата греющего пара.

Рисунок 2.19 - Схема испарительной установки с охладителем продувочной воды.

2.18 Теплофикационные установки

Подачи потребителю горячей воды производится для отопления посёлка, зданий и помещений АЭС, теплоснабжения калориферов вентиляционных установок, горячего водоснабжения и др. Помещения первого контура и машинный зал отапливаются за счёт подогрева приточного воздуха. На рисунке 2.22 представлена схема теплоснабжения АЭС.

Сетевая вода сетевым насосом прокачивается по замкнутому контуру, соединяющему электростанцию с потребителем посредством подающей и обратной магистралей. Вода подогревается в основном подогревателе сетевой воды паром из отбора турбины. При низких температурах наружного воздуха сетевая вода дополнительно подогревается в пиковом подогревателе сетевой воды за счёт теплоты редуцированного острого или отборного пара турбины более высокого давления, чем для основного сетевого подогревателя. Для восполнения потерь сетевой воды предусмотрены подпиточный насос и установка полготовки воды для подпитки теплосети. Совокупность оборудования, устанавливаемого на электростанции (рисунок 2.22 поз.1, 2, 4, 9, 10), называют теплофикационной установкой.

...