Разработка проекта атомной теплоэлектроцентрали с реакторами типа КЛТ суммарной электрической мощностью 200 МВт

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

атомный теплоэлектроцетраль блок оборудование

Реферат

Список условных обозначений

Введение

1. Обоснование места строительства АТЭЦ в заданном регионе

1.1 Общие положения

1.2 Характеристика региона

1.3 Геополитическая характеристика региона

1.4 Выбор площадки строительства

2. Выбор основного оборудования блока и его характеристики

2.1 Реактор

2.2 Парогенератор

2.3 Турбина ТК-35/38-3,4

2.4 Электрогенератор

3. Составление и расчет тепловой схемы блока

3.1 Составление принципиальной тепловой схемы

3.2 Расчет тепловой схемы на номинальном режиме работы энергоблока

3.2.1 Построение рабочего процесса расширения пара в турбине (H-S диаграмма)

3.2.2 Определение параметров конденсата и питательной воды

3.2.3 Определение долей расхода пара и воды в элементах схемы

3.2.4 Сравнение суммарной мощности потоков пара с заданной

3.2.5 Технико-экономические показатели работы станции

3.3 Расчет тепловой схемы на частичном режиме работы (67% от )

3.4 Вывод

4. Выбор вспомогательного оборудования блока

4.1 Циркуляционный насос первого контура

4.2 Компенсатор давления

4.3 Главный питательный насос

4.4 Главный конденсатный насос

4.5 Конденсатный сливной насос

4.6 Подогреватели высокого давления

4.7 Подогреватель низкого давления

5. Геометрический, теплогидравлический и нейтронно-физический расчеты активной зоны РУ

5.1 Геометрический расчет

5.2 Теплогидравлический расчет

5.2.1 Определение теплотехнических характеристика АЗ

5.2.2 Определение удельных тепловых нагрузок

5.2.3 Расчет распределения температуры и энтальпии теплоносителя по высоте кассеты

5.2.4 Расчет распределения температуры по радиусу ТВЭЛа

5.2.5 Определение коэффициента запаса до кризиса теплообмена в АЗ

5.2.6 Расчет потерь давления теплоносителя и мощности на прокачку теплоносителя через АЗ

5.2.7 Вывод

5.3 Нейтронно-физический расчет

6. Выбор и компоновка силового оборудования станции

6.1 Выбор основного оборудования

6.2 Расчет выдаваемой мощности

6.3 Расчет параметров в режиме нормальной эксплуатации

6.4 Расчет параметров в режиме короткого замыкания

6.5 Выбор выключателей

6.6 Выбор разъединителей

6.7 Выбор пускорезервных трансформаторов

6.8 Вывод

7. Спец. задание: создание модели процесса управления разработкой оборудования АСРК для АЭС в нотациях IDEF0, IDEF3

7.1 Введение

7.2 История возникновения стандарта IDEF0

7.3 Основные элементы и понятия IDEF0

7.4 Принципы ограничения сложности IDEF0-диаграмм

7.5 Дисциплина групповой работы над разработкой IDEF0-модели

7.6 Программное обеспечение

7.7 Заключение

8. Технико-экономические показатели работы АЭС

9. Охрана труда

9.1 Общие положения

9.2 Правила личной гигиены

9.3 Радиационная безопасность

9.4 Электробезопасность

9.5 Защита персонала от вибрации и шума

9.6 Воздействие электромагнитных полей

9.7 Пожарная защита

9.8 Порядок действия при несчастных случаях

9.9 Требования безопасности в аварийных ситуациях

9.10 Оказание первой медицинской помощи

Список использованных источников



Реферат

Стр. 204, рис. 45, табл. 35, черт.

ПРОЕКТ АТЭЦ С ТРЕМЯ РЕАКТОРНЫМИ УСТАНОВКАМИ ТИПА КЛТ-40С МОЩНОСТЬЮ 200 МВТ, ГЕОМЕТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕАКТОРА, ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕАКТОРА, НЕЙТРОННОФИЗИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ РЕАКТОРА, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ, ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ.

Настоящая дипломная работа посвящена разработке проекта атомной теплоэлектроцентрали с реакторами типа КЛТ суммарной электрической мощностью 200 МВт. Исходя из требований безопасности и специфики подземного размещения АТЭЦ, проведено обоснование выбора схемы компоновки основного оборудования.

Выполнен теплогидравлический расчет реакторной установки для обоснования теплотехнической надежности активной зоны, как для нормальных, так и для некоторых аварийных режимов эксплуатации.

В результате нейтронно-физического расчета реакторной установки определены требуемые физические величины, и их зависимость от времени кампании.

Рассчитаны технико-экономические показатели и проведена оценка экономической эффективности данного проекта. Рассмотрены основные мероприятия по охране труда и технике безопасности.

В качестве специального задания к проекту была создана функциональная модель процесса разработки оборудования АСРК в нотациях IDEF0 и IDEF3, отвечающая требованиям системы качества ИСО 9000.



Список условных обозначений

АЗ - аварийная защита;

АС - атомная станция;

АСРК - автоматизированная система радиационного контроля;

АТЭЦ - атомная теплоэлектроцентраль;

АЭУ - атомная энергетическая установка;

БЧВ - большая частота вращения;

БЭЖ - блок эжекторов;

ВД - высокое давление;

ВПУ - валоповоротное устройство;

ВРУ - водораспределительное устройство;

ГК - главный конденсатор;

ИЭ - инструкция по эксплуатации;

КСУ ТС - комплексная система управления техническими средствами:

МО - машинное отделение;

МЧВ - малая частота вращения;

НД - низкое давление;

ОСТ - основная система травления;

ПВД - подогреватель высокого давления;

ПГ - парогенератор;

ПК - питательный клапан;

ПНД - подогреватель низкого давления;

ПП - пиковый подогреватель промежуточного контура;

ППК - подогреватель промежуточного контура;

ПТУ - паротурбинная установка;

ПТЭ - правила технической эксплуатации;

ИМ - исполнительный механизм;

КГ - компенсирующая группа;

САОЗ - система аварийного охлаждения активной зоны;

САР - система аварийного расхолаживания;

ПЭБ - плавучий энергоблок;

РО - рабочий орган;

РПН - разводочный питательный насос;

РУ - реакторная установка;

СМК - система менеджмента и качества.



Введение

Решение энергетической проблемы в глобальном масштабе без использования ядерной энергии невозможно. В настоящее время в 32 странах эксплуатируется 437 атомных энергоблоков, на которых вырабатывается электроэнергия суммарной установленной мощностью 350 ГВт (6% всей вырабатываемой энергии в мире). В стадии строительства находится 42 энергоблока, в том числе и в странах, ранее не имевших АЭС (Аргентина, Бразилия, Индия, Иран). Помимо того, США, Россия, Великобритания, Франция и Китай обладают атомным флотом, где число ядерных установок достигает тысячи.

Почти полувековой опыт развития ядерной энергетики подтвердил ее высокие эколого-экономические показатели, надежность и эффективность. Многолетние наблюдения показали, что при нормальной эксплуатации АЭС выбросы радиоактивных продуктов в атмосферу значительно ниже нормативов и составляют: по инертным радиоактивным газам - 22% от допустимых, по 131J -1,3% и по долгоживущим радионуклидам - 0,2%. Мощность дозы в районе размещения АЭС составляет 10 - 14 мкР/час (на уровне природного фона), что более чем в 5 раз ниже, чем в районах зольных отвалов угольных ТЭС.

Однако для АЭС, как для любой сложной технической системы, всегда существует вероятность отказа, что может привести к аварии, то есть не может быть гарантированной 100% надежности. За 1999 год на АЭС России произошло 88 нарушений, 2 из которых классифицировались уровнем “1” Международной шкалы INES (“функциональное отклонение, которое не представляет какого-либо риска, но указывает на недостатки обеспечения безопасности”). Такие инциденты: ряд аварийных ситуаций на АЭС в разных странах и, главным образом, тяжелые аварии на АЭС “Тримайл-Айленд” в США и Чернобыльской АЭС в СССР обнажили ряд проблем ядерной энергетики, связанных с безопасностью населения, и подтвердили факт, что авария на АЭС - не исключительное явление, а вполне вероятное событие. Абсолютная безопасность, полностью исключающая аварийные ситуации, не может быть гарантирована даже при создании нового поколения реакторов повышенной безопасности, разработки которых ведутся в разных странах. Разрабатываемые реакторы повышенной безопасности ВПБЭР в России, ABWR, APWR и SBWR в США, SHBWR в Японии и PIUS во Франции сочетают апробированную технологию с принципами самозащищенности (отрицательный коэффициент реактивности, естественная циркуляция). Эти реакторы имеют самые совершенные технические системы безопасности и обладают самыми современными методами контроля за процессами в реакторе, однако их конструктивные решения все равно не могут исключить сложных гидравлических систем. Поэтому возможен отказ технических средств и, соответственно, аварийная ситуация. Анализ вероятностных показателей безопасности для проектируемых АЭС с реакторами повышенной безопасности показал, что вероятность аварии хотя и понижается по сравнению с действующими АЭС на порядок, но все равно существует. Авария может произойти и из-за неправильных действий персонала. Кроме того, авария может произойти и из-за внешних воздействий природного или техногенного характера (землетрясение, цунами, падение тяжелого самолета, диверсии и т.д.).

Кардинальным путем повышения безопасности АЭС является их подземное размещение. Опыт проведения подземных ядерных испытаний доказал, что при надлежащем выборе геологических структур и применении специальных технологий укрепления подземных полостей, при ядерных взрывах большой мощности обеспечивается локализация радиоактивных продуктов. При мощности скального массива 30 м газообразные радиоактивные продукты попадают в атмосферу в объеме не более 1% от исходного. При взрыве формируется расплав горных пород, концентрирующийся на дне камеры и содержащий радионуклиды. Глубина проникновения расплава при температуре ~3000 єC несколько метров, расплав кристаллизуется в течение месяца с момента взрыва, а образовавшаяся масса инертна и не представляет экологической опасности. Поэтому можно утверждать, что укрытие мощной кровлей из природной породы ядерно- и радиационноопасных блоков станции локализует последствия любой ядерной (даже запроектной) и радиационной аварии в герметичном подземном пространстве. Природная порода является естественным фильтром радиоактивных частиц, поэтому выброс радиоактивности в атмосферу будет в 107 меньше, чем при наземном размещении станции. Даже при попадании радиоактивных продуктов в грунтовые воды задержка переноса с ними радионуклидов составит от нескольких месяцев до десятков лет. Таким образом, радиационная угроза населению близлежащих регионов многократно ниже, чем при авариях того же класса на наземных АЭС.

Прочностные свойства гранитов, базальтов и некоторых других природных пород в 4-5 раз выше, чем у бетонов, поэтому скальный массив является защитной оболочкой при паровых взрывах, вследствие которых давление повышается до 1,3-1,5 МПа.

При подземном размещении АЭС создается возможность отвода тепла во вмещающий массив при аварийном расхолаживании реактора. Если энергия тепловыделения невелика, она отводится полностью, а в случаях, когда она полностью не может быть отведена без опасных температурных напряжений, частичный отвод тепла дает запас времени для ввода дополнительной системы охлаждения.

Толща земного слоя является надежной защитой и от любого внешнего воздействия - падения тяжелых самолетов, крупных метеоритов, применения бетонобойных снарядов, бомб, средств воздушно-космического нападения, а также диверсий и террористических актов.

Важным фактором внешнего воздействия на АЭС являются землетрясения. Экспериментальные и теоретические исследования сейсмического воздействия, проводившиеся в Японии, Канаде и России показали, что для подземных станций, снижение сейсмического воздействия на сооружения и оборудование достигает 1,4-3 раза, по сравнению с наземными.

Важным преимуществом подземного размещения АЭС является и возможность хранения жидких и твердых радиоактивных отходов в подземном пространстве в течение всего периода эксплуатации станции. Этим исключается необходимость их транспортировки, что неизбежно связано с риском аварии, чревато облучением персонала и населения.

Подземные выработки, где размещены энергоблоки АЭС, могут использоваться как могильник радиоактивных отходов после вывода станции из эксплуатации. После выгрузки отработавшего ядерного топлива и слива теплоносителя подземные выработки с радиоактивными отходами и радиоактивным оборудованием заполняются породой и омоноличиваются. Расчеты показали, что в этом случае затраты на вывод АЭС из эксплуатации значительно (более чем в 10 раз) сокращаются и, помимо того, отпадает необходимость контроля радиационной обстановки на промплощадке в течение длительного времени. Кроме того, подземное захоронение радиоактивных отходов в геологические формации рекомендовано МАГАТЭ, как наиболее перспективный метод.



1. Обоснование места строительства АТЭЦ в заданном регионе

1.1 Общие положения

Детальное обоснование места строительства подземной АТЭЦ требует применения обширных знаний, как в области сейсмического районирования, так и в вопросах экономики и геополитики. Что касается сейсмического районирования, подземное размещение АТЭЦ целесообразно в районах с потенциальной сейсмической опасностью, так как такое размещение исключает возможность аварии при землетрясениях вплоть до 9 баллов по шкале Рихтера.

Проектируемая АТЭЦ способна выдавать 200 МВт электрической мощности и 150 Гкал/ч тепловой мощности в систему теплоснабжения. Эти параметры достаточный для обеспечения электричеством и теплом среднего города населением до четырёхсот тысяч человек.

Подземное размещение и небольшая мощность АТЭЦ повлекут за собой достаточно крупные капиталовложения, что, безусловно, скажется на цене электричества, поэтому строительную площадку целесообразно размещать в регионе с резким дефицитом электричества и высокими ценами на него.

С учетом всех факторов, перечисленных выше, площадкой для строительства выбран город Севастополь республики Крым.

1.2 Характеристика региона

Севастополь - город-герой, расположенный на юго-западе Крымского полуострова, на берегу Чёрного моря. Незамерзающий морской торговый и рыбный порт, промышленный, научно-технический, рекреационный и культурно-исторический центр. Исторический центр Севастополя расположен на южной стороне Севастопольской бухты. В Севастополе расположена главная военно-морская база Черноморского флота Российской Федерации.

В 2014 году, в результате Крымского кризиса, в ходе которого по итогам референдума Крымский полуостров перешёл под управление России, территория Севастополя стала предметом спора между Украиной и Российской Федерацией. Согласно Конституции Российской Федерации, Севастополь является субъектом Российской Федерации со статусом города федерального значения. Согласно Конституции Украины, Севастополь является городом со специальным статусом в составе Украины.

Административное наименование город Севастополь используется для обозначения всей территории, подчинённой Севастопольскому горсовету (поэтому нередко используется выражение «город-регион»), которая, кроме городской застройки, включает: город Инкерман, посёлок городского типа Кача, 28 сёл и 1 посёлок и более 30 поселений без статуса населённого пункта (аграрного типа или спецпоселений).

Население города на 1 ноября 2013 года составляет 344 479 человек.

1.3 Геополитическая характеристика региона

Экономика

Севастополь является крупнейшим центром рыбодобывающей и рыбоперерабатывающей промышленности. В 1964 году на берегах Камышовой бухты был построен Севастопольский морской рыбный порт, базовый для рыболовного флота юга страны. На 2004 год в городе работало 28 предприятий по вылову и переработке рыбы. Крупнейшие из них -- ОАО «Севастопольский рыбоконсервный завод», ООО «Рыбоконсервный комбинат „Новый“». Согласно Госкомитету статистики Украины Севастополь на 70 % обеспечивает рынок всей Украины рыбными ресурсами.

Виноградарско-винодельческая является ведущей отраслью агропрома города. Площадь, занятая виноградниками -- около 8 тысяч га.

виноградарство занимает 76,5 % валового дохода, садоводство -- 5,7 %.

В Севастополе работает несколько судоремонтных и судостроительных заводов, среди них -- одно из крупнейших подобных предприятий Азово-Черноморского региона с более чем 200-летней историей -- ПАО «Севастопольский морской завод». На этом заводе строились самые крупные по грузоподъёмности морские плавучие краны СССР -- от 100 до 1600 тонн.

Многие дома современного Севастополя построены из инкерманского известняка, добыча которого ведётся в районе города открытым способом строительными предприятиями, такими, как основанный в 1944 году для восстановления разрушенного Севастополя Инкерманский завод строительных материалов.

Туризм

В Севастопольском регионе располагается 49 км пляжей, более 200 санаторно-курортных объектов, включая 5 санаториев-профилакториев, 10 пансионатов отдыха, 6 оздоровительных комплексов, 19 детских оздоровительных лагерей, свыше 80 баз отдыха, осуществляющих единовременный прием более 13,3 тыс. чел. Организованных отдыхающих. Ежегодно Севастополь посещает свыше 100 тысяч иностранных туристов более чем из 45 стран мира.

Энергетика

Республика Крым является энергодефицитным районом, импортирующим более 80 % потребляемой электроэнергии с материковой части Украины.

Энергопоставляющим предприятием для потребителей республики является ПАО «Крымэнерго». Компания занимается поставками электроэнергии всем категориям потребителей на территории Крыма по локальным сетям. На балансе ОАО «Крымэнерго» находится 27,7 тыс. км воздушных линий электропередач 0,4-110 КВ, протяженность кабельных линий составляет 4,2 тыс. км. Мощность трансформаторов составляет 6027,5 МВА. Воздушные линии электропередач компании были построены еще в 40-60-х годах прошлого столетия, они работают в условиях предельных нагрузок. Износ многих линий составляет более 70%. При этом изношенность оборудования сказывается не только на безопасности энергообеспечения региона, но и на высоком уровне потерь энергии при ее передаче по сетям. В течение трех лет компания ежегодно осваивает более 100 млн. грн. собственных средств на реализацию программы реконструкции сетей 0,4-110 кВ.

В структуре потребления электроэнергии на население приходится 46%, на промышленность - 17,6%. Небольшой объем электроэнергии потребляет сельское хозяйство - 6,7%, что обусловлено особенностями климата на полуострове. В регионе отсутствуют сезонные колебания в потреблении электроэнергии, что не характерно для предприятий энергетической отрасли. В зимние месяцы увеличивается доля электроэнергии, потребляемой на освещение и отопление, летом резко возрастает электропотребление в курортной зоне, где широко используются системы кондиционирования. Большое количество электроэнергии используют оросительные системы.

Почти на 20% республика Крым обеспечивает собственные потребности в электроэнергии.

Общая установленная электрическая мощность всех крымских ТЭЦ составляет 118 МВт (Симферопольская ТЭЦ - 68 МВт, Камыш-Бурунская ТЭЦ - 30 МВт, Сакские ТС - 20 МВт).

Сейсмическое районирование

Крым относится к сейсмически опасным территориям. Катастрофические землетрясения в Крыму - довольно редкое, но неизбежное явление. За два тысячелетия известно свыше 30 сильных землетрясений. Сильнейшее за последние 100 лет землетрясение произошло 11 сентября 1927 г. (магнитуда 6,8 балла). Максимальная интенсивность на побережье составляла 8, а в эпицентре - 9 баллов.

Поэтому при проектировании станции необходимо учитывать сейсмическую стойкость конструкций вплоть до 9 баллов.

1.4 Выбор площадки строительства

Площадку для АТЭЦ планируется разместить к востоку от города Севастополь, близ города Инкерман, на месте Севастопольской ТЭЦ.

Севастопольская ТЭЦ введена в эксплуатацию в январе 1937 г. В годы Великой Отечественной войны электростанция была разрушена, оборудование вывезено в Германию. После освобождения города Севастополя от оккупации немецких войск, Севастопольская ТЭЦ с 1944-го по 1951 год была восстановлена и возобновила энергоснабжение жизненно важных объектов города, Черноморского флота и городов Крыма.

В настоящее время ТЭЦ находится в плачевном состоянии и требует срочной модернизации. Фото ТЭЦ приведено на рисунке 1:

Рисунок 1. - Севастопольская ТЭЦ.

Для строительства АТЭЦ планируется снести старые здания Севастопольской ТЭЦ, но оставить существующие транспортные пути - железную дороги и автомобильные дороги. Потенциально опасные объекты планируется разместить под землей на глубине 50 метров. Скальные породы надежно защитят население и окружающию среду от радиоактивного загрязнения даже в случае крупной запроектной аварии. Все административные и вспомогательные здания планируется разместить над землей. После отработки подземные шахты планируется законсервировать вместе с оборудованием и отходами, что значительно уменьшит капитальные затраты на вывод станции из эксплуатации.

В связи с политическими событиями, поставки электроэнергии из Украины постоянно снижаются, а цены на нее увеличиваются. Правительство Украины планирует довести цены на поставляемую электроэнергию до среднеевропейских (примерно 6,8 рублей за кВт·ч), что требует немедленного решения энергетического вопроса в городе Севастополе и в республике Крым в целом, и получения энергетической независимости от Украины.

Строительство подземной АТЭЦ, состоящей из 3х энергоблоков, полностью обеспечило бы население города электрической и тепловой энергией, а подземное размещение полностью исключило бы вероятность загрязнения территории при крупных авариях и необходимую сейсмостойкость при возможных землетрясениях.

Карта размещения площадки для АТЭЦ, в масштабе 1:1000000 представлена на рисунке 2:



Рисунок 2. - Карта размещения площадки для АТЭЦ (масштаб 1:1000000)

Карта размещения площадки для АТЭЦ, в масштабе 1:100000 представлена на рисунке 3:

Рисунок 3. - Карта размещения площадки для АТЭЦ (масштаб 1:100000)

2. Выбор основного оборудования блока и его характеристики

При выборе компоновочной схемы реакторной установки (РУ) необходимо учитывать следующие основные требования:

- высокая надежность и безопасность;

- компактность (малые массогабаритные характеристики), что обусловлено ограниченным пространством шахты, при подземном размещении;

- простота и надежность управления РУ;

- высокая сейсмостойкость РУ;

- высокая степень автоматизации оборудования;

- обеспечение поддержания управляемой цепной реакции деления топлива активной зоны на заданных, в соответствии с проектными режимами, уровнях мощности;

- обеспечение поддержания заданных параметров - давления и температуры теплоносителя 1 контура в соответствии с проектными режимами;

- обеспечение отвода тепла, выделяющегося при работе активной зоны, теплоносителем 1 контура во всех проектных режимах;

- обеспечение непревышения регламентированного уровня ионизирующего и теплового излучения в реакторном помещении.

Для обеспечения вышеуказанных требований наиболее рационально использовать схему РУ с водо-водяными энергетическими реакторами с водой под давлением с блочным принципом компоновки.

В этих установках тепловая энергия, генерируемая в активной зоне за счет деления ядерного топлива, передается циркулирующему через активную зону теплоносителю 1-го контура и далее - в парогенератор. Образующийся в парогенераторе (ПГ) пар подается на турбину, вал которой вращает ротор электрогенератора. Циркуляция теплоносителя осуществляется с помощью циркуляционных насосов первого контура.

Блочный принцип компоновки предусматривает изготовление реактора, парогенератора и циркуляционного насоса первого контура как отдельных агрегатов, которые соединяются между собой короткими силовыми патрубками типа «труба в трубе» так, что создается единая жесткая конструкция - блок. Блочная компоновка РУ, по сравнению с петлевой, позволяет значительно сократить массогабаритные характеристики РУ и повысить ее надежность.

В соответствии с обоснованием выбора реакторной установки, указанного выше, определен тип реакторной установки - КЛТ-40С общей тепловой мощностью 150 МВт с двумя теплофикационными турбоустановками по 35 мВт электрической мощности и 25 гкал/час тепловой мощности каждая.

2.1 Реактор

В составе реакторной установки КЛТ-40С используется водо - водяной реактор корпусного типа на тепловых нейтронах.

Конструктивно реактор выполнен в виде сосуда высокого давления с крышкой, в котором размещены активная зона, РО КГ и РО АЗ, а на крышке - привода ИМ КГ и ИМ АЗ, термопреобразователи сопротивления, преобразователи термоэлектрические, предназначенные для измерения температуры в реакторе.

Основная циркуляция теплоносителя 1 контура в реакторе осуществляется следующим образом: теплоноситель через внутренние насосные патрубки попадает в напорную камеру реактора. Далее, пройдя кольцевой зазор между корпусом и обечайкой блока выемного и щелевой фильтр, теплоноситель попадает в напорную камеру активной зоны, расположенную под нижней плитой выемного блока. Пройдя активную зону, теплоноситель попадает в сливную камеру реактора, откуда он поступает во внутренние патрубки парогенераторов. Из парогенераторов теплоноситель по кольцевым полостям между главными и внутренними патрубками поступает во всасывающую полость электронасосов, которая расположена над конической обечайкой и разделена на четыре камеры, гидравлически объединяющие попарно электронасос и парогенератор, реализуя при этом четырёхпетлевую схему циркуляции теплоносителя первого контура. Из камер теплоноситель по кольцевым полостям главных насосных патрубков поступает в гидрокамеры на всас электронасосов.

В состав реактора входят следующие основные сборочные единицы:

- корпус- крышка;

- блок выемной;

- активная зона;

- привод ИМ КГ (5 шт.);

- привод ИМ АЗ (4 шт.);

- термопреобразователь сопротивления (5 шт.);

- преобразователь термоэлектрический (7 шт.).

Основные проектные характеристики первого контура при работе РУ на номильной мощности приведены в таблице 1.

Таблица 1. - Основные характеристики первого контура с РУ КЛТ-40С

Величина	Обозначение	Размерность	Значение
Электрическая мощность	Nном	МВт	235
Тепловая мощность	Qр	МВт	150
РI на выходе из реактора	PI	МПа	12,7
Обьем VI контура	VI	м3	7,7
ТI контура на входе(выходе) из реактора	TI	°С	279(317)
Расход теплоносителя через реактор	GI	Т/ч	2505
Число ТВС	Nтвс	шт.	241
Число твэл в ТВС	nтвэл	шт.	61

Общий вид реактора представлен на рисунке 4:



Рисунок 4. - реактор КЛТ 40С.

1 - защитные трубы; 2 - стержни-поглотители компенсирующих групп; 3 - несущие плиты компенсирующих групп; 4 - выемной блок; 5 - трубчатые направляющие; 6 - корпус реактора; 7, 11 - чехлы термопреобразователей; 8 - крышка реактора; 9 - гайка; 10 - шпилька; 12, 13 - стойки приводов органов управления и защиты; 14 - нажимной фланец; 15 - самоуплотняющаяся прокладка; 16 - опорная обечайка; 17 - разделительная обечайка; 18 - тепловыделяющие сборки; 19 - экраны.

2.2 Парогенератор

Парогенератор обеспечивает выработку пара на всех режимах работы реакторной установки, а также используется для отвода остаточных тепловыделений от активной зоны при расхолаживании.

Парогенератор установки КЛТ-40 змеевиковый, с небольшим перегревом пара. Он представляет собой рекуперативный теплообменный аппарат вертикального исполнения. Генерация пара осуществляется за счет теплообмена между средой первого контура, движущейся в межтрубном пространстве, и средой второго контура, поступающей противотоком (питательная вода) в трубную систему и выходящей из нее в виде перегретого пара.

Парогенератор состоит из корпуса 1, крышки 3 и трубной системы 2. Корпус - цилиндрический сосуд из перлитной стали с эллиптическим днищем, защищенный изнутри антикоррозионной наплавкой и соединенный патрубком с корпусом реактора. С помощью цапфы 7 парогенератор опирается на бак защиты.

Крышка - плоская с отверстиями на периферии для прохождения перегретого пара из труб в сборный коллектор 4 и далее в выходной патрубок 5.

Материал трубок ПГ - коррозионно-стойкий титановый сплав.

Трубная система ПГ выполнена в виде набора цилиндрических пространственных спиральных змеевиков, объединенных в самостоятельные секции по подводу питательной воды и отводу перегретого пара. Доступ к секциям осуществляется при снятии крышки 6. В случае возникновения межконтурной неплотности любая из подводящих труб может быть выявлена и заглушена. Возможна и замена всей трубной системы.

Общий вид парогенератора представлен на рисунке 5:



Рисунок 5. - Парогенератор.

1 - корпус; 2 - трубная система; 3 - крышка; 4 - сборный паровой коллектор;

5 - патрубок перегретого пара; 6 - съемная крышка; 7 - опорная цапфа.

Основные теплогидравлические характеристики парогенератора представлены в таблице 2. Основные технические параметры парогенератора представлены в таблице 3.

Таблица 2 - Основные теплогидравлические характеристики парогенератора.

Наименование, обозначение, размерность	Значение
Теплоноситель 1 контура
Расход, кг/с	180,56
Давление, МПа	12,7
Температура, °С	317,5
Температура, °С	279,5
Гидравлическое сопротивление, МПа, не более	0,126
Теплоноситель 2 контура
Паропроизводительность,кг/с	16,67
Давление пара, МПа	3,72
Температура пара, °С	299,0
Температура питательной воды, °С	170
Гидравлическое сопротивление, МПа, не более	2,36

Таблица 3. - Основные технические параметры парогенератора

Наименование характеристики, размерность	Значение
Размер теплопередающих труб, мм	22x2,5
Количество теплопередающих труб, шт.	100
Количество цилиндрических змеевиков, шт.	15
Размер питательных труб, мм	10x1,5
Размер дроссельных труб, мм	6x1,5
Суммарная активная длина теплообменных труб, м	4640
Теплопередающая поверхность, м2	284
Наружный диаметр корпуса, мм	1260
Наружный диаметр фланца корпуса, мм	1575
Высота, мм	5380
Ширина, мм	1820
Объем ПГ, m3
По полости 1 контура	2,45
По полости 2 контура	1,15
Масса ПГ, кг
В сухом состоянии	23000
Заполненного водой	26600
Температура рабочая максимальная, °С
По 1 контуру	323,5
По 2 контуру	320
Температура аварийная максимальная, °С
По 1 контуру	335
По 2 контуру	335
Давление разрушения наиболее слабого элемента (теплообменная труба 22x2,5 мм в непосредственной близости к паровому коллектору), МПа	60
Ударостойкость в вертикальном и горизонтальном направлениях, раздельно как для работающей, так и расхоложенной РУ, g	3

2.3 Турбина ТК-35/38-3,4

Паровая турбина - конденсационного типа, имеет регулируемый теплофикационный отбор пара и 2 нерегулируемых отбора пара для подогрева питательной воды. По условиям размещения регулируемый отбор выполнен в виде двух патрубков, которые за пределами турбины объединяются в одну трубу.

Проточная часть турбины состоит из 13 ступеней давления.

Камера теплофикационного отбора делит турбину на часть высокого давления (ЧВД) и часть, низкого давления (ЧНД).

ЧВД включает в себя: парораспределение, состоящее из двух регулирующих клапанов, каждый из которых расположен в своей клапанной коробке, приваренной к корпусу турбины. Перемещение клапанов осуществляется рычажными передачами, соединенными с сервомотором блока регулирования . Пар, проходя через клапаны, поступает в кольцевую камеру корпуса турбины и затем через сегмент сопел на рабочие лопатки колеса первой ступени. Проточная часть ЧВД состоит из 6 ступеней.

ЧНД состоит из парораспределения, выполненного в виде поворотной диафрагмы с приводом, установленным на корпусе турбины . Проточную часть ЧНД составляют 7 ступеней давления.

Ротор турбины цельнокованый, гибкий. На переднем конце ротора выполнено рабочее колесо масляного насоса-регулятора, которое одновременно служит гребнем упорного подшипника.

На заднем конце ротора насажена полумуфта, жестко соединенная с валом промежуточным, через который приводится во вращение вал генератора.

Ротор опирается на два подшипника скольжения: передний и задний.

Конденсатор выполнен в виде двух раздельных по охлаждающей воде секций, объединенных общим паровым выхлопным патрубком (с встроенным баком расширителем для приема горячих потоков конденсата) и сообщающимися конденсатосборниками. Конденсатор крепиться к раме с помощью подвесок. С турбиной конденсатор соединяется переходным прямоугольным патрубком с помощью сварки.

Общий вид конструкции турбины показан на рисунке 6:

Рисунок 6. - общий вид конструкции турбины.

1 - передний опорно-упорный подшипник; 2 - блок регулирования; 3 - разгрузочный клапан; 4 - парораспределение ЧВД; 5 - парораспределение системы травления; 6 - ДУУ; 7- корпус турбины ЧВД; 8 - корпус турбины выхлопная часть; 9 - предохранительная диафрагма; 10 - валоповоротное устройство; 11 - вал промежуточный; 12 - вкладыш подшипника заднего; 13 - заднее концевое уплотнение; 14 - диафрагмы 2-6 и 8-13 ступеней; 16 - поворотная диафрагма; 17 - сегмент сопел; 18 - переднее концевое уплотнение; 19 - гибкая опора турбины.



Основные параметры турбоустановки представлены в таблице 4:

Таблица 4. - основные параметры турбоустановки.

Наименование показателей	Единицы измерения	Значение
Показатели назначения
Мощность на клеммах генератора	МВт	35
Тепловая нагрузка отопительного отбора	Гкал/ч	25
Частота вращения ротора турбины	об/мин	3000
Параметры пара перед турбиной
Давление	кгс/см2	35
Температура	єС	285
Температура питательной воды за ПВД	єС	170
Удельный расход пара на турбину	кг/кВтч	6,31
Удельный расход теплоты	ккал/кВтч	3040
Масса турбины	т	75
Масса ПТУ (без генератора)	т	206
Габариты турбины
Длина	м	8,67
Ширина	м	6,84
Высота	м	9,5

2.4 Электрогенератор

На энергоблок предусматривается установка двух турбогенераторов ТФ-36-2УЗ, с частотой вращения 3000 об/мин. Турбогенераторы имеют непосредственное воздушное охлаждение обмотки ротора и сердечника статора, с косвенным охлаждением обмотки статора. Циркуляция воздуха по замкнутому контуру обеспечивается вентиляторами, установленными на валу ротора. Система возбуждения - статическая тиристорная по схеме самовозбуждения.

Основные характеристики генератора приведены в таблице 5.



Таблица 5 - Параметры турбогенератора ТФ-36-2УЗ

Наименование	Значение
Номинальная мощность, МВт	36
Номинальное напряжение статора, кВ	10,5
Частота вращения, об/мин	3000
Полная мощность, МВА	40
Ток статора, А	2200
КПД, %	98,5



3. Составление и расчет тепловой схемы блока

3.1 Составление принципиальной тепловой схемы

Из парогенератора пар с начальным давлением 3,43 МПа поступает на СРК. Принимая потери на СРК в разремер 5 % от первоначального, пар с давлением 3,26 МПа поступает на первую ступень ЦВД. Турбоагрегат ТК-35 имеет один регулируемый и два нерегулируемых теплофикационных отбора. С первого нерегулируемого отбора, пар с давлением 0,95 МПа поступает на подогреватели высокого давления ПВД-3. Со второго регулируемого отбора пар с давлением 0,357 МПа поступает на подогреватели промежуточного контура, на подогреватели высокого давления ПВД-2 и на деаэратор. С третьего нерегулируемого отбора пар с давлением 0,075 МПа поступает на подогреватель низкого давления ПНД. Совершив работу в турбине пар сбрасывается в конденсатор. Давление в конденсаторе равно 0,005 МПа. Далее конденсат конденсатным насосом прокачивается на ПНД, приобретая давление 0,07 МПа и после ПНД поступает в Деаэратор. В деаэраторе конденсат освобождается от газовых примесей, подогревается и приобретает давление 0,12 МПа, после чего питательным насосом прокачивается с давлением 7,5 МПа через ПВД-2, после чего с давлением 7,44 МПА поступает на ПВД-3 и затем поступает обратно в парогенератор.

Принципиальная схема второго контура с промежуточным контуром представлена на рисунке 7:



Рисунок 7. - Принципиальная схема второго контура

3.2 Расчет тепловой схемы на номинальном режиме работы энергоблока

3.2.1 Построение рабочего процесса расширения пара в турбине (H-S диаграмма)

H-S диаграмма процесса расширения пара в турбине строится для определения состояния пара в ступенях турбины. При построении этого процесса учитываются потери давления пара в паровпускных и регулирующих устройствах ПТУ. По начальным данным находится точка 0, соответствующая состоянию пара перед паровпускными клапанами ПТУ. Определяется энтальпия пара в точке 0 кДж/кг. Принимается потеря в паровпускных клапанах в размере 5% давления свежего пара. Тогда давление перед первой ступенью ЦВД : МПа.

Процессу дросселирования в паровпускных клапанах соответствует отрезок 0-0'.

Строится адиабатный процесс расширения пара в ПТУ от давления до давления в конденсаторе (отрезок 0-К_Т). Определяется энтальпия отработавшего пара при изоэнтропийном расширении в ПТУ, кДж/кг.

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения пара в ПТУ определяется по формуле:

кДж/кг.

Где - относительный внутренний КПД паротурбинной установки. Принимается по заводским данным турбины.

Давление пара в отборах принимаем по заводским данным турбины:

МПа; МПа; МПа;

По принятым давлениям находятся на h-s диаграмме точки 1-3, соответствующие состоянию пара в отборах турбины.

3.2.2 Определение параметров конденсата и питательной воды

Давление греющего пара в подогревателях определяется с учетом потери давления в подводящих паропроводах, которые принимаются в размере 5% от давления пара в отборе: ,МПа

По давлению пара определяется температура насыщения в подогревателе , . Энтальпия дренажа греющего пара в подогревателях без охладителя дренажа равна энтальпии воды на линии насыщения , кДж/кг.

Температура конденсата (питательной воды) на входе в подогреватели низкого и высокого давлений берется из прототипа: ;

Давление конденсата (питательной воды) определяется по давлению на напоре конденсатного (питательного) насоса, с учетом возможного падения давления: МПа; МПа; МПа; МПа; МПа;МПа;

Таким образом, учитывая, что это max возможные падения, из прототипа берется давление на входе в ПНД 0.7 МПа ,а давление на входе в ПВД 7.5 МПа.

Потеря давления воды и пара в подогревателях принимается по заводским прототипам: МПа; МПа;МПа;

Температура и давление конденсата за СН принимается из прототипа: МПа; .

Параметры конденсата и питательной воды сведены в таблицу 6:

Таблица 6. - Параметры воды и водяного пара в элементах ПТС.

Т. Пр-са	элемент ТС	Греющий пар	Конденсат греющего пара	Нагреваемая вода
		р, МПа	P`, МПа	t, C	h, кДж/кг	Р', МПа	ts	h', кДж/кг	tвх C	tвыхC	Hпв, кДж/кг	Pп
0(0`)	-	3,43	3,26	285	2938,8	-	-	-	-
1	ПВД-3	0,95	0,9025	177.67	2724,3	0,945	177,4	752	135	170	719,1	7,44
2	ПВД-2	0,357	0,34	137,9	2579	0,327	136,5	573.8	104,8	135	445,24	7,5
2	Д	0,357	0,12	103,2	2435,4	0,12	104,8	439	74	104	309,2	0.12
3	ПНД	0,075	0,0712	90,4	2371,5	0,075	91,8	384,3	37,5	74	157,68	0,07
	СН	-	0,5	83	347,9	-
к	Конд-р	0,005		32,9	2077	0,005	33	137,8	-	-	-
Параметры воды, греющего пара и конденсата греющего пара промконтура
2	ПП	0,357	-	137,9	2579	0,357	139,6	587	70	-	-	-
1	ПИК	0,95	-	175,5	2724,3	0,95	177,7	753	-	130	-	-

3.2.3 Определение долей расхода пара и воды в элементах схемы

Выражаем потоки пара и воды в долях по отношению к величине расхода свежего пара через ПТУ.

, где т/ч

где - доля расхода i-го потока пара или воды.

Определяем долю расхода питательной воды:

- потери на уплотнение вала турбины;

где доля расхода питательной воды;

доля расхода пара на пиковый подогреватель.

Далее составляем уравнения материальных и тепловых балансов для каждого элемента схемы. Решая полученную систему уравнений, находим доли расхода пара через элементы. Полученные доли расхода и реальные расходы представлены в таблице 7.

Таблица 7. - Доли расхода пара и воды

№ п/п	Доля расхода и реальный расход	Наименование элемента тепловой схемы	Значение долей	Реальное значение, т/ч
1.			Пар после СРК	1	263,52
2.			Пар из 1 отбора	0,0978	25,77
3.			Пар из 2 отбора	0,3612	95,18
4.			Пар из 3 отбора	0,0589	15,5
5.			Потери	0,01	2,63
6.			После конеденсатора	0,5582	147,1
7.			Питательная вода	1,0967	289
8.			Пар на ПВД-2	0,0591	15,5
9.			Пар на подогреватели пром. контура	0,2364	62,3
10.			Пар на деаэратор	0,0073	1,92

3.2.4 Сравнение суммарной мощности потоков пара с заданной

Мощность i-го потока определяется:

где D_i - расход i-го потока пара , кг/с

кВт

Погрешность расчета:

3.2.5 Технико-экономические показатели работы станции

Удельный расход пара на турбоустановку

Расход теплоты турбоустановкой:

Q_ту = D₀ (h₀ - h_пв) =73.2 (2938.8 - 719.1) = 162482 кВт

Удельный расход теплоты турбоустановкой

Электрический КПД турбоустановки с учетом теплофикации составляет:

Расход теплоты реакторной установкой

Q_пг =N_тепл =D_пг (h₀ - h_пв) = 80.27 (2938.8 - 719.1) = 178192 кВт

D_{пг =} D₀₊ D_пот =73.2+0.73=73.93 кг/с

Годовая выработка электроэнергии АЭС

Э_в =n N_уст h_уст =3· 707000 0,948 = 1394 млн. кВтч

N_уст - установленная мощность АЭС, МВт;

h_уст - число часов использования АЭС, час;

n - количество блоков, шт;

- КПД собственных нужд.

КПД АЭС (брутто)

где _ру = 0,9 КПД реакторной установки. Он оценивает потери теплоты в реакторной установке, включающей ядерный реактор и обслуживающее его оборудование, состоящие в основном из потерь на продувку реактора, на охлаждение систем защиты реактора и на рассеивание теплоты, потери на транспорт теплоты в контуре от реактора в парогенератор (примерно 1%) и потери в парогенераторе на продувку и теплообмен с окружающей средой.

КПД АЭС (нетто):

3.3 Расчет тепловой схемы на частичном режиме работы (67% от )

При расчёте режима частичной нагрузки необходимо учесть, что давления в отборах будут отличаться от номинальных. Воспользуемся формулой Стодола-Флюгеля для нахождения величины изменения давления по сравнению с номинальным режимом:

,

Где параметры с индексом «00» соответствуют параметрам при номинальном режиме, а с индексом «01» при переменном.

Учитывая, что давление в конденсаторе практически не зависит от расхода, оцениваем давления в отборах по упрощенной формуле:

По полученным давлениям строится процесс расширения пара в h-s диаграмме, и производится расчет аналогичный, представленному в п. 3.2.

3.4 Вывод

В результате расчета принципиальной схемы блока мы получили необходимые данные, такие как давления и расход, в основных элементах схемы. На основании этих данных мы выбираем дополнительное оборудование блока, характеристики которых представлены в пункте 4.



4. Выбор вспомогательного оборудования блока

4.1 Циркуляционный насос первого контура

ЦНПК обеспечивает циркуляцию воды по первому контуру. Насос центробежный консольного типа с гидростатическими подшипниками.

Циркуляционный насос представляет собой единый агрегат, состоящий из центробежного насоса и герметичного электродвигателя. В конструкции агрегата отсутствуют сальниковые уплотнения, что позволяет исключить связанные с работой этих узлов возможные протечки воды из контура в окружающую среду. Электродвигатель насоса - асинхронный с короткозамкнутым ротором 1, омываемым водой первого контура. Статор электродвигателя имеет две независимые обмотки 11 и 12, обеспечивающие работу насоса на большой и малой скоростях. Магнитопровод 14 статора с обмотками защищен от коррозионного воздействия воды герметичной гильзой 15. Прочноплотный корпус 13 статора с герметичными электровводами воспринимает давление воды первого контура и исключает ее протечку наружу даже в случае нарушения плотности герметичной гильзы.

Ротор электродвигателя вращается в подшипниках скольжения 8 и 17, а действующее на него осевое усилие воспринимается подшипниками 2 и 4. Материалы пар трения - хромоникелевый сплав высокой твердости и графитопласт. Смазка и охлаждение трущихся поверхностей подшипников, а также охлаждение ротора, герметичной гильзы и статора, осуществляется водой первого контура, прокачиваемой импеллером 3 по автономному, встроенному в насос, контуру, тепло от которого отводится в холодильнике 16 водой третьего контура РУ. Растворенный в воде и могущий скапливаться под крышкой 5 газ постоянно удаляется ко входу в рабочее колесо 18 через вертикальный канал в роторе. Электронасос имеет два разъема, уплотняемые с помощью линзовых прокладок 7 и 10, компенсирующих температурные деформации сопрягаемых поверхностей.

Контроль за состоянием и работой насоса осуществляется по ряду параметров - силе потребляемого тока, сопротивлению изоляции обмоток статора, частоте вращения ротора (по тахогенератору 6), температурам воды первого контура под крышкой 5 и воды третьего контура на входе и выходе из холодильника 16.

Общий вид насоса представлен на рисунке 8:

Рисунок 8 - Циркуляционный насос первого контура.

1 - ротор; 2, 4 - упорные подшипники; 3 - импеллер; 5 - крышка; 6 - тахо-генератор; 7, 10 - линзовые прокладки; 8, 17 - подшипники скольжения; 9 - крышка корпуса; 11, 12 - обмотки статора; 13 - корпус статора; 14 - магнитопровод; 15 - герметичная гильза; 16 - холодильник; 18 - рабочее колесо.



Основные технические параметры электронасоса приведены в таблице 8:

Таблица 8. - основные технические параметры ЦНПК.

Наименование параметра	Значение при
	работе на горячей воде	работе на холодной воде
	БЧВ	МЧВ	МЧВ
1 Подача номинальная, м3ч	870	290	290
2 Напор номинальный, м, не менее	38	4	4
3 Температура перекачиваемой воды,°С	278-300	278-300	5-70
4 Давление на всасывании. МПа	12.7	0.1, не менее
5 Кавитационный запас, при номинальной подаче, м, не менее	50	6
6 Расчетная температура, °С	300
7 Расчетное давление электронасоса. МПа	16,7

4.2 Компенсатор давления

Предназначен для компенсации температурных изменений объема воды в контуре и поддержания давления в нем в допустимых пределах. В РУ КЛТ-40С применяется газовый компенсатор, как наиболее простой по принципу действия и в эксплуатации.

Он представляет собой сосуд (сосуды), в к...