Индекс доходность проекта:

Внутренняя норма доходности:

Рисунок 2.1определение внутренней нормы доходности

Таблица 2.7

Из графика определяем Е_вн=0,46

Срок окупаемости инвестиционного проекта:

Рисунок 2.2определение срока окупаемости

Из графика: срок окупаемости = 3,5 года

3. Теплотехнологические расчёты, подтверждающие работоспособность, надежность и эффективность эксплуатации энергоблока АЭС

3.1 Выбор основного оборудования

Основным оборудованием станции являются: реакторная установка, турбоустановка, электрогенераторы и трансформаторы. В реакторную установку двухконтурной АЭС входят: реактор, парогенераторы, циркуляционные трубопроводы с главными запорными задвижками, циркуляционные насосы, ряд вспомогательных систем (компенсации давления, аварийные, дренажные, очистки воды первого контура).

Таблица 3.1 Основные характеристики серийной реакторной установки ВВЭР-1000

Система компенсации объема предназначена для создания давления при пуске, поддержания постоянного давления в первом контуре, необходимого при нормальной эксплуатации реактора, и ограничения его отклонений, вызываемых изменениями температурного режима контура охлаждения.

Главный циркуляционный насос предназначен для создания циркуляции теплоносителя в замкнутом контуре. ГЦН состоит из насоса, выносного электродвигателя и вспомогательных систем с механическим уплотнением вала. Для АЭС с ВВЭР-1000 используется ГЦН-195М. Он устанавливается на “холодной ” нитке петли реакторного контура. ГЦН работают в режиме параллельной работы четырех насосов при номинальных параметрах теплоносителя.

Таблица 3.2 Основные параметры ГЦН-195М

Парогенератор ПГВ-1000М предназначен для выработки насыщенного пара давлением 64 [кгс/см2] с влажностью 0,2% при температуре питательной воды 220 0С (в режиме без ПВД 164 ± 4) в составе энергоблока АЭС с водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР-1000 (РУ В-320) и является составной частью циркуляционного контура. Парогенераторы ПГВ-1000 и ПГВ-1000М изготавливались на двух заводах: ЗИО (завод им. Орджоникидзе, г. Подольск) и ПО “Атоммаш”(г. Волгодонск).

Конструктивное исполнение парогенератора ПГВ-1000М было принято исходя из следующих основных требований к парогенераторам АЭС:

технологическая отработанность конструкции (освоенность производства);

обеспечение надежного расхолаживания реактора при минимальных разностях высотных отметок между реактором и парогенератором;

обеспечение охлаждения теплоносителя первого контура до требуемого уровня температур во всех проектных режимах;

обеспечение резервирования подачи питательной воды в ПГ по отдельной линии;

габаритные размеры обеспечивают транспортировку по железным дорогам;

соединения элементов и деталей ПГ должны обеспечивать плотность, исключающую возможность перетечек из одного контура в другой (регламентный предел протечек 5 [л/час]).

Указанные выше требования и определили конструкцию парогенератора. Парогенератор ПГВ-1000 - горизонтальный, однокорпусный, с погруженной в воду 2 контура трубчатой поверхностью теплообмена и встроенными паросепарационными устройствами, системой раздачи питательной воды, паровым коллектором, с погруженным дырчатым листом, системой раздачи аварийной питательной воды.

В состав парогенератора входят следующие сборки, поставляемые отдельно от него: две опоры, один паровой коллектор, одна труба с проставышем, комплекты: закладных деталей, контрольных монтажных соединений и монтажных частей.

Существует два варианта исполнения ПГ, различающихся ориентацией парового коллектора относительно коллекторов первого контура: ПГ 3,4 - выход пара со стороны "холодного" коллектора, ПГ 1,2 - выход пара со стороны "горячего" коллектора. Это связано с различной ориентацией парогенераторов относительно турбинного отделения.

Парогенераторы размещены попарно (N2 и N3, N1 и N4) в боксах герметичного объема и установлены каждый на две подвижные опорные конструкции. Для предотвращения динамических перемещений (например, при землетрясении) парогенераторы раскреплены с помощью гидроамортизаторов.

Масса парогенератора с опорами в сухом виде - 694 т, масса парогенератора без опор - 322 [т]. Масса парогенератора с опорами, полностью заполненного по I и II контурам - 842 [т] (без учета теплоизоляции).

рис. 3.1Схема включения парогенератора ПГВ-1000М в технологическую схему РУ с ВВЭР-1000 (В-320)

рис.3.2Принципиальное устройство ПГВ-1000

Конструкция парогенератора с восемью гидроамортизаторами разработана с учетом землетрясения до 9 баллов и работы в условиях тропического климата.

Парогенератор состоит из следующих элементов и основных узлов:

корпуса;

поверхности теплообмена (трубного пучка);

"горячего" и "холодного" коллекторов;

сепарационного устройства жалюзийного типа;

устройства раздачи основной питательной воды;

устройства раздачи аварийной питательной воды;

устройства выравнивания паровой нагрузки (дырчатый лист);

опорных конструкций и гидроамортизаторов;

устройства измерения уровня в ПГ;

системы продувок и дренажа.

Рис. 3.3Парогенератор ПГВ-1000 в разрезе

- жалюзийный сепаратор; 2 - раздающие трубы питательной воды; 3 - трубный пучок; 4 - входной коллектор 1-го контура; 5 - выходной коллектор 1 контура; 6 - погружной дырчатый лист (ПДЛ); 7 - трубы отвода сепарата; 8 - штуцер воздушника 2-го контура; 9 - пароотводящие трубы;

Таблица 3.3  Основные характеристики парогенераторов ПГВ-1000:

Корпус парогенератора ПГВ-1000 - сварной цилиндрический сосуд, воспринимает давление 2 контура. Корпус парогенератора включает в себя цилиндрическую часть, состоящую из 3-х обечаек различной толщины и эллиптические днища. На обоих днищах корпуса имеются люки для осмотра и ремонта внутрикорпусных устройств парогенератора. В верхней части корпуса имеются патрубки для отвода генерируемого пара, патрубки для подвода питательной воды и люки для доступа к уплотнениям коллекторов теплоносителя.

Длина корпуса парогенератора 13840 [мм], внутренний диаметр 4000 [мм], толщина стенок корпуса в средней части - 145 [мм], на концевых участках - 105 [мм], толщина стенок днищ - 120 [мм]. В корпусе парогенератора имеются:

десять патрубков Ду350, расположены в верхней части корпуса, служит для отвода насыщенного пара;

штуцер Ду100, расположен в средней нижней части, служит для отвода котловой воды в линию дренажа;

патрубок Ду400, расположен в центральной верхней части, служит для подвода питательной воды;

два штуцера Ду80, расположены снизу в крайних частях, служат для отвода котловой воды в линию продувки;

патрубок Ду100, расположен на днище симметрично люку Ду500, служит для подвода аварийной питательной воды;

два штуцера Ду20, расположены по одному на каждом люке Ду800, предназначены для контроля плотности фланцевых соединений 2 контура;

два штуцера Ду20, воздушники 2 контура, расположены по одному на каждом люке Ду800;

двадцать штуцеров Ду20, расположены на корпусе и днищах, предназначены для присоединения линий КИП;

два люка Ду500, расположены по одному на каждом эллиптическом днище, предназначены для доступа в объем 2 контура ПГ;

два штуцера Ду20, расположены по одному на каждом люке Ду500, предназначены для контроля плотности фланцевых соединений 2 контура.

В нижней части корпуса вварены переходные патрубки Ду1200 для приварки коллекторов теплоносителя 1 контура: - "горячего" и "холодного". Коллекторы расположены симметрично относительно вертикальной оси ПГ на расстоянии 1150 [мм] от нее в продольном и на 890 [мм] в поперечном направлении. Коллекторы 1 контура выполнены из легированной конструкционной стали. Внутренняя поверхность коллекторов, включая крышки фланцевых разъемов, плакирована антикоррозионной наплавкой из нержавеющей стали. Коллекторы по принятой технологии изготовления имеют кольцевой сварной шов, который при номинальных условиях эксплуатации парогенератора находится выше уровня котловой воды в ПГ. Каждый коллектор имеет:

переходное кольцо Ду850 для входа (выхода) теплоносителя и соединения с главным циркуляционным трубопроводом;

штуцер Ду20 для непрерывной продувки;

два штуцера Ду10, воздушник и контроль плотности фланцевого соединения 1 контура.

Как уже было указано, корпус в средней части сварен с двумя вертикальными коллекторами первого контура, предназначенными для соединения с 11000 теплопередающих труб, согнутых в U-образные змеевики. Змеевики изготавливаются методом холодной гибки и согласно принятой технологии впоследствии термически не обрабатываются и в них сохраняются напряжения, полученные в результате наклепа (согласно пояснительной записки ОКБ “”Гидропресс” 320.05.00.00.000 ПЗ). Поэтому для исключения коррозионных повреждений в котловой воде ПГ нормируется содержание примесей и при превышении удельной загрязненности трубного пучка более 150 [г/ м2] необходимо проведение химической отмывки парогенератора.

Змеевики скомпонованы в два U-образных пучка, что обеспечивает самокомпенсацию разных температурных удлинений корпуса и труб, и имеют по три вертикальных коридора шириной около 200 [мм] для обеспечения организованной гидродинамики циркулирующей котловой воды. Змеевики изготавливаются из труб, не имеющих сварного шва на длине трубы. Применены трубы с внутренней электрохимполированной и наружной шлифованной поверхностями с дополнительным контролем качества ультразвуком. Максимальная развернутая длина змеевика составляет 15,1 [м], минимальная - 10,1. Трубки в пучках размещены в шахматном порядке с шагами 19 мм по высоте и 23 [мм] по ширине. Верхний ряд труб расположен на 190 [мм] выше поперечной оси парогенератора.

Трубный пучок с элементами дистанционирования и крепления занимает около 78% площади части поперечного сечения корпуса, ограниченной сверху последним рядом труб пучка. В соответствии с формой поперечного сечения пучка труб число змеевиков в горизонтальных рядах изменяется; оно максимально в первых (верхних) рядах и уменьшается по мере увеличения номера ряда. В парогенераторе ПГВ-1000 для ВВЭР-1000 число змеевиков уменьшается от 120 (верхние ряды) до 16 (нижний ряд). Высота трубного пучка - 2,2 метра.

В целях унификации изделий по применяемым материалам в проекте для коллекторов I контура была принята та же сталь, что и для корпуса ПГ. Для надежной обварки концов нержавеющих труб внутренняя поверхность коллекторов, включая крышки фланцевых разъемов, плакирована антикоррозионной аустенитной наплавкой (1-й слой - ЗИО-8, 2-й слой - ЭА 898/21Б).

Концы змеевиков на ПГ, изготовленных до 1990 года, заделаны в отверстиях коллектора по взрывной технологии путем обварки их торцов с антикоррозионным покрытием внутренних полостей аргоно-дуговой сваркой и последующей вальцовкой на всю глубину заделки в коллектор методом взрыва.

Концы змеевиков на ПГ, изготовленных с 1990 года, заделаны в отверстиях коллектора методом гидрораздачи и механической довальцовки выходного участка. Торцы змеевиков сварены с антикоррозионной наплавкой коллектора аргоно-дуговой сваркой.

Змеевики дистанционируются в трубном пучке специальными элементами, которые в свою очередь закреплены в опорных конструкциях, расположенных на корпусе ПГ. Дистанционирующие элементы представляют собой волнообразные полосы в сочетании с промежуточными плоскими планками. Дистанционирующие элементы изготовлены из стали 08Х18Н10Т. С учетом более высоких скоростей теплоносителя в трубках и пара в межтрубном пространстве в конструкции ПГВ-1000М для увеличения жесткости конструкции теплообменного пучка увеличено количество опор и дистанционирующих элементов пучка по сравнению с ранее спроектированными конструкциями парогенераторов для ВВЭР-440.

Теплоноситель из реактора поступает в "горячий коллектор, проходя внутри теплопередающих труб, отдает тепло воде 2 контура, выходит в "холодный" коллектор и далее на всас ГЦН. Питательная вода по трубопроводу Ду400 через коллектор питательной воды с раздаточными лучами подается на "горячую" часть теплообменного пучка ПГ, чем достигается частичное выравнивание паровой нагрузки по сечению парогенератора за счет конденсации части пара.

Циркуляция воды 2 контура в ПГ - естественная. Пар, выходя с зеркала испарения (со скоростями порядка 0,42 м/сек), осушается в паровом объеме между зеркалом испарения и входным сечением жалюзийных сепараторов за счет гравитационных сил (первая ступень сепарации) и поступает в жалюзийный сепаратор (вторая ступень сепарации), где дополнительно осушается до необходимой степени (влажность пара должна быть не более 0,2 %).

Отсепарированный конденсат собирается в корыто и отводится системой трубок под уровень воды. Осушенный пар выходит из парогенератора через 10 паровых патрубков Ду350. Патрубки с помощью переходников и гнутых труб Ду200 объединены в общий паровой коллектор Ду600, по которому пар подается на турбину.

Для равномерного распределения пароводяной смеси по паровому объему парогенератора применен погруженный дырчатый лист (ПДЛ), который представляет собой набор листов с отверстиями диаметром 13 [мм], установленных на металлической раме. Расположен он на расстоянии 260 [мм] от верхнего ряда труб теплопередающей поверхности, живое сечение дырчатого листа для прохода пара составляет около 5%. Конструктивный материал изготовления дырчатого листа - сталь 12Х18Н10Т толщиной 6 [мм]. Для стока воды со щита между корпусом и щитом (вдоль него) оставлены проходы шириной 150 [мм]. По всему периметру к щиту приварены листы шириной 700 [мм] (иногда их называют “закраинами”), препятствующие выходу пара из межтрубного пространства через проходы для воды. Закраины изготовлены из нержавеющей стали толщиной 8 [мм].

При заполнении парогенератора котловой водой уровень ее устанавливается примерно на расстоянии 100 [мм] над погруженным дырчатым листом. Расчетная высота зеркала испарения над дырчатым листом в зоне максимальных паровых нагрузок (над входным участком трубного пучка) равна 340 [мм].

В верхней части коллектора 1 контура имеется фланцевый разъем Дy500 с плоской крышкой для осмотра и ремонта сварных соединений приварки теплообменных труб к плакирующему слою внутренней поверхности коллектора. Разъем снабжен плоской крышкой с вытеснителем из стали 10ГН2МФА. Поверхность крышки, обращенная в сторону теплоносителя первого контура и плоскость разъема плакированы нержавеющей сталью. В парогенераторах ПГВ-1000 расточки под прокладки выполнены не на плоской крышке (как на ПГВ-1000 V блока НВАЭС) а на торцевой поверхности коллекторов первого контура. Крышка с вытеснителем также выполняет роль дросселирующего устройства, предназначенного для уменьшения проходного сечения до Дy100 и ограничения истечения теплоносителя 1 контура во второй при отрыве крышки коллектора.

Для доступа к этому люку предусмотрен люк с отверстием Дy800 и эллиптической крышкой на корпусе ПГ. Для доступа в ПГ со стороны 2 контура на эллиптических днищах корпуса ПГ имеются 2 люка Дy500 в разъемными фланцевыми соединениями. Уплотнения всех фланцевых соединений выполнены при помощи 2-х никелевых прокладок (шестимиллиметровых) с организацией контроля плотности межпрокладочной полости. Контроль выведен на фрагменты РМОТ БЩУ.

Устройство раздачи основной питательной воды состоит из трубопроводов, коллекторов и раздающих труб, имеющих по своей длине "лучи" для выхода питательной воды. К патрубку питательной воды через проставыш с трубой присоединен коллектор Dy 400, расположенный в паровом объеме парогенератора, разветвляющийся на две раздающие трубы Dy 250, расположенные над погруженным дырчатым листом. Материал устройства подвода питательной воды - конструкционная углеродистая сталь, устройств раздачи питательной воды - нержавеющая хромо-никелевая сталь

Конструкция патрубка выполнена таким образом, что труба подвода питательной воды непосредственно не соприкасается с корпусом ПГ. Это предотвращает возникновение температурных напряжений, в том числе и переменных, в корпусе ПГ в месте прохода трубы.

Питательная вода по проекту ПГВ-1000 подается на "горячую" сторону трубного пучка в верней его части под погружной дырчатый лист через 16 раздающих коллекторов Ду80, каждый из которых соединен с 32 раздающими трубками Ду20, имеющими по своей длине отверстия для выхода питательной воды.

Подвод аварийной питательной воды осуществляется через специальный патрубок с проставышем Ду100 на эллиптической днище ПГ, к которому присоединен раздающий коллектор Ду80, смонтированный над трубопроводом основной питательной воды Ду250. Вода подается через 38 перфорированных трубок Ду25 в паровую часть корпуса ПГ. При обесточивании АЭС или падении уровня в ПГ по отдельной магистрали подается аварийная питательная вода из баков ТХ10,20,30В01 с температурой от 5 до 45 градусов С и создает условия для расхолаживания до давления в 1 контуре до 15 кгс/см2. Однако нужно помнить, что подача аварийной питательной воды с температурой ~ 25 0С в горячий ПГ с t 280 0С вызывает крайне негативные воздействия "теплового удара" и допустима лишь в крайних случаях. В условиях нормальной эксплуатации следует избегать подпитки ПГ по линии аварийной питательной воды во избежание выработки его ресурса.

Снаружи корпус ПГ покрыт тепловой изоляцией. Тепловая изоляция парогенератора предназначена для снижения тепловых потерь от ПГ в окружающую среду (гермообъем) и удовлетворяет требованиям Главного Конструктора РУ.

Особенностью конструкции коллекторов ПГ является осевая несимметричность зоны перфорации, что обусловлено уровнями размещения теплообменных трубок в принятых габаритах корпуса парогенератора. Эта несимметричность образует вдающийся в поле перфорации клин неперфорированного металла.

Конструкция и технология изготовления обоих коллекторов одинакова. Разница между ними - в рабочей температуре: горячего коллектора - 320 градусов С, холодного - 290 при температуре воды во 2 контуре 279 градусов С. Из-за разной длины теплообменных трубок температура холодного коллектора по периметру отличается на 7 градусов С. Перлитная сталь 10ГН2МФА, из которой изготавливают коллекторы, более прочная, что удовлетворяем условиям транспортабельности по железной дороге.

Предполагалось также, что будут исключены проблемы хлоридного растрескивания теплообменных трубок под напряжением. Фактически реализованный по взрывной технологии (которая применялась вплоть до 1990 года) на заводах-изготовителях ПГ узел заделки трубок в стенки коллектора показан на рисунке далее в ходе пособия. Фактическая глубина недовальцованного участка при этом оставила ~ 20 [мм]. Техническими условиями на ПГВ-1000М установлены: проектный срок службы 30 лет, а также требования к эксплуатации: водно-химический режим, номенклатуры и число циклов нагружения. Конструкция ПГВ-1000М обоснована комплексом расчетно-теоретических и экспериментальных работ и одобрена к применению в составе энергоблоков с ВВЭР-1000.

В состав турбоустановки входят турбоагрегат и вспомогательное теплообменное оборудование: конденсаторы, регенеративные подогреватели, деаэратор, конденсатный, питательный и циркуляционный насосы.

Таблица 3.4 Основные характеристики турбины К-1000-60/1500-2

Паровая конденсационная турбина К-1000-60/1500 с начальным давлением пара 5,88 МПа предназначена: для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-1000-4УЗ с частотой вращения ротора 25 1/с; для работы на АЭС в блоке с реактором ВВЭР-1000 по моноблочной схеме; для базовой нагрузки, нормального и аварийного регулирования нагрузки энергосистемы.

Турбина представляет собой одновальный агрегат, состоящий из четырех цилиндров: 1 ЦВД + 3 ЦНД. Парораспределение - дроссельное. К-1000 выполнена без регулируемых отборов пара, с сепарацией и однократным двухступенчатым перегревом (отборным свежим паром).

3.2 Расчет тепловой схемы станции на номинальном режиме

Исходные данные:

. Электрическая мощность турбины 1000 МВт;

. Начальные параметры пара:

давление 6 МПа

степень сухости 99,5 %;

. Параметры пара после промперегрева:

давление 0.93 МПа

температура 262 °С;

. Температура питательной воды 224 °С;

. Давление пара в конденсаторе 0,004 МПа

Принципиальная тепловая схема блока представлена на рис.3.4

Построение процесса работы расширения пара в турбине в h-s - диаграмме (см. рис. 3.5):

Рис. 3.5Процесс расширения пара в турбине

Для определения состояния пара в ступенях турбины и в СПП строим процесс расширения пара .

Параметры пара в точке 0:

Приняв потери давления в паровпускных клапанах в размере 3 % от давления свежего пара, получаем давление пара перед ЦВД:

Энтальпия пара в конце изоэнтропного процесса расширения:

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения может быть найдена по формуле:

Принимаем потери давления пара в СПП равными 7 %, тогда давление:

Энтальпия пара в конце изоэнтропного процесса расширения:

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения:

Построение процесса расширения пара в приводной турбине питательного насоса.

Параметры пара перед стопорным клапаном турбины:

Давление в конденсаторе турбины:

КПД турбины:

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения:

Расчет параметров воды и водяного пара в характерных точках системы регенеративных подогревателей

По известным давлениям  в отборах на регенерацию определяем давления в соответствующих регенеративных подогревателях:

где  - относительные потери давления в трубопроводах регенеративных отборов. Принимаем .

По таблицам свойств воды и водяного пара определяем температуру насыщения:

.

Температура нагреваемой воды на выходе из j-го подогревателя находится по формуле:

;

где - недогрев воды до температуры насыщения.

Принимаем:

для ПВД ; для ПНД .

Энтальпия конденсата на выходе из конденсатора:

C учетом нагрева воды в конденсатных насосах энтальпия воды на входе в ПНД № 1:

где  - нагрев основного конденсата в конденсатных насосах, кДж/кг;

 - нагрев основного конденсата в охладителях основного эжектора, эжектора уплотнений и в сальниковом подогревателе, кДж/кг. Принимаем нагрев равным 30 кДж/кг.

.

где  - средний удельный объем воды, м ³/кг;

 - давление воды на выходе из конденсатных насосов, МПа;

;

Рк - давление в конденсаторе, МПа.

 - КПД насоса. Принимаем равным 0.8;

.

Энтальпия питательной воды на входе в ПВД №6:

,

где - энтальпия питательной воды на выходе из деаэратора, кДж/кг;

- нагрев воды в питательных насосах, кДж/кг

.

где - давление на выходе из питательных насосов, МПа;

;

.

Энтальпия воды на выходе из j - го поверхностного подогревателя определяется по таблицам термодинамических свойств воды и водяного пара:

Энтальпия дренажа для ПНД определяется как энтальпия кипящей воды при давлении греющего пара в подогревателе:

.

Энтальпия дренажа из сепаратора:

Энтальпия дренажа из ППI:

Энтальпия дренажа из ППII:

Энтальпия пара после сепаратора:

Энтальпия пара после ПП:

Результаты расчетов сведены в таблицу.

Таблица 3.5Параметры воды и водяного пара в характерных точках системы регенерации

Определение расходов греющего пара на элементы тепловой схемы

 Уравнение материального баланса парогенератора

α_ПГ - доля расхода свежего пара из парогенератора;

α₀- доля расхода свежего пара на ЦВД, α₀= 1

α_ут - доля потерь от утечек, α_ут=0.005;

α_эж - доля расхода пара на эжектора, α_эж=0.005;

α_упл - доля расхода пара на уплотнения вала турбины, α_упл=0.01.

Доля расхода питательной воды в парогенератор α_ПВ определяется из уравнения материального баланса парогенератора:

α_ПВ = α_ПГ = _ α₀+ α_упл + α_ут + α_эж = 1 + 0.005 + 0.005 + 0.01 = 1.02

Определяем доли расхода греющего пара на элементы тепловой схемы:

Уравнение теплового и материального баланса для сепаратора:рррhhedhfdhdfsdgsjg

;

Уравнение теплового и материального баланса для пароперегревателя 1-ой ступени:

;

 - КПД теплообменника.

Уравнение теплового и материального баланса для пароперегревателя второй ступени:

;

Уравнение материального и теплового баланса для ПВД-1:

Уравнение материального и теплового баланса для ПВД-2:

.

Уравнение материального и теплового баланса для деаэратора:

Расчет доли расхода отработавшего пара на турбопривод:

 - механический КПД насоса.

Расчет долей расхода греющего пара на ПНД:

Расчет точки смешения №1:

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 4:

;

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 5:

;

Уравнение материального и теплового баланса для точки смешения №1:

С помощью метода итераций (метода последовательного приближения) решим систему уравнений с тремя неизвестными:

- первоначально задаемся значениями , ;

- рассчитываем доли отборов пара на ПНД-4;

- уточняем значения , ;

- если полученные данные отличаются от ранее принятых, то перезадаемся

значениями ,  и производим аналогичный повторный расчет.

Расчет точки смешения №2:

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 6:

;

Уравнение материального и теплового баланса для ПНД - 5:

;

Уравнение материального и теплового баланса для точки смешения №1:

С помощью метода итераций (метода последовательного приближения) решим систему уравнений с тремя неизвестными:

- первоначально задаемся значениями , ;

- рассчитываем доли отборов пара на ПНД-6;

- уточняем значения , ;

- если полученные данные отличаются от ранее принятых, то перезадаемся

значениями ,  и производим аналогичный повторный расчет.

Расчет удельной работы пара в турбине:

Определяем расход пара в голову турбины:

 - КПД машинный и генератора.

- КПД машинный.

- КПД генератора.

Погрешность расчетов составит:

 - номинальный расход пара.

.

3.3 Выбор вспомогательного оборудования

Процесс конденсации пара, отработавшего в турбине, осуществляется в конденсационной установке при постоянном давлении за счет нагрева охлаждающей воды, температура которой ниже температуры насыщения пара.

Конденсационное устройство состоит из конденсаторной группы, конденсатных насосов и воздухо-удаляющего устройства.

Конденсаторная группа состоит из трех конденсаторов подвального типа, что обеспечивает более простую компоновку турбоагрегата. Конденсаторы снабжены устройством для очистки трубок резиновыми шариками.

Таблица 3.6 Характеристики конденсатора турбины К-1000-60/1500

После конденсаторов основной конденсат при помощи конденсатных насосов направляется в систему регенерации. Турбоустановка обслуживается двумя группами насосов. Первая группа (три КсВА-1500-120) подает конденсат через эжекторную группу на обессоливающую установку (1850 м3/ч конденсата при напоре 95 м). Вторая группа (три КСА-1500-240-2а) содержит 3 насоса второй ступени, которые подают 1850 м3/ч конденсата при напоре 170 м каждый от обессоливающей установки через регенеративные подогреватели в деаэратор.

Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени подогревателей низкого давления, две ступени подогревателей высокого давления и деаэратор.

Подогреватели низкого давления - поверхностного типа, вертикальные, с нижним расположением водяной камеры. ПНД № 1 выполнен в трех, а ПНД № 2 - в двух корпусах, включенных параллельно по пару, питательной воде и дренажам. ПНД № 3,4 выполнены однокорпусными.

Слив конденсата пара в ПНД - двухкаскадный. Конденсат греющего пара из ПНД № 4 сливается в ПНД № 3, откуда сливным насосом КСВ-630-125 откачивается в линию основного конденсата между ПНД № 4 и № 3. Из ПНД № 2 дренаж сливается через охладитель дренажа №2 в ПНД № 1, откуда сливным насосом КСВ-360-160 откачивается в линию основного конденсата.

Таблица 3.7 Основные характеристики ПНД (Завод - изготовитель ПОТКЗ)

Подогреватели высокого давления - поверхностного типа с трубной системой из спиральных змеевиков. Каждый подогреватель размещен в двух корпусах, включенных параллельно по пару, питательной воде и дренажам.

Конденсат греющего пара из ПВД №7 сливается в ПВД №6, из которого направляется в деаэратор.

Таблица 3.8 Основные характеристики ПВД (Завод-изготовитель ПО ТКЗ)

Деаэрация питательной воды осуществляется в двух деаэраторах ДП-3200 (2х1600/185) повышенного давления, произведенных БКЗ. Деаэраторы включены параллельно по воде и греющему пару. На каждом деаэраторном баке установлено по две вертикальные деаэраторные колонки, рассчитанные на деаэрацию в каждой по 1600000 кг/ч питательной воды.

Таблица 3.9Основные характеристики ДП-3200

Питательная установка блока включает в себя две группы насосов. Каждая из них состоит из бустерного ПД-3750-200 и основного ПТ-3750-100.

Таблица 3.10Основные характеристики ПТ-3750-100

Приводом основного питательного насоса является паровая турбина К-12-10П. Она же приводит в действие через понижающий редуктор бустерный насос. Пар для питания приводной турбины берется из горячей нитки промперегрева.

Предвключенный (бустерный) насос типа ПД-3750-200 (центробежный, горизонтальный с рабочим колесом двухстороннего входа).

Промежуточный перегрев пара осуществляется в двухступенчатом сепараторе - промперегревателе, предназначенном для удаления влаги и перегрева пара, поступающего в ЦНД.

Таблица 3.11Основные характеристики турбопривода К-12-10П

Табл.3.12 Основные характеристики бустерного насоса ПД-3750-200

СПП выполнен четырехкорпусным. Каждый корпус представляет собой единую конструкцию, состоящую из сепарационного устройства и ступеней перегрева. Отсепарированная влага подается насосом из СПП в деаэратор. Конденсат греющего пара 1-й и 2-й ступеней перегрева направляется в ПВД №6 и №7 соответственно.

Испарительная установка предназначена для упаривания стоков ХВО, БОУ, АОУ. Оборудование испарительной установки состоит из предочистки и трех испарителей поверхностного типа.

4. Основные компоновочные решения оборудования 2-го контура

В главном корпусе АЭС располагается основное технологическое оборудование - реактор, парогенератор, турбина, конденсаторы, электрогенераторы и все вспомогательное оборудование, непосредственно связанное с ними.

Компоновка главного корпуса подчинена основному принципу подразделения на зоны. К зоне строго режима относятся центральная часть зала с реактором и смонтированным на нем оборудованием, шахты перезагрузки и выдержки, а также помещения, в которых расположены оборудование и проходят трубопроводы первого контура с радиоактивным теплоносителем.

К зоне свободного режима относят операторные, щитовые и другие помещения, предназначенные для постоянного пребывания людей. Машинный зал двух и трех контурных АЭС относят к зоне свободного режима, а одноконтурных - строгого режима.

Компоновка оборудования в главном здании 2-го контура (также как и 1-го) АЭС должна предусматривать и обеспечивать:

Надежную безаварийную эксплуатацию оборудования и выполнение специальных санитарных норм проектирования и эксплуатации АЭС;

Удобство эксплуатации с наименьшим числом эксплуатационного персонала;

Возможность проведения ремонтных работ в короткие сроки с высоким качеством;

Удобство монтажа оборудования и механизацию всех основных работ;

Наиболее целесообразную связь между цехами главного здания с другими объектами станции и с подъездными путями.

Оборудование турбинного цеха размещают на двух уровнях:

на верхнем располагается турбоустановка, генератор, возбудитель;

на нижнем - конденсатор, конденсатные и циркуляционные насосы, регенеративные и прочие подогреватели.

В конце машинного зала оставляют монтажный проем, позволяющий вести ремонтные и монтажные работы внизу (на уровне отметки земли). Для монтажа и ремонта турбогенераторов машинный зал должен быть оборудован мостовыми кранами с грузоподъемностью, соответствующей весу статора генератора или самой тяжелой части турбоустановки, поднимаемой при ремонте, если монтаж статора генератора производится специальными приспособлениями. Машинный зал может быть с продольным и поперечным расположением турбин. Для турбин АЭС на насыщенном паре применяют продольное расположение.

5. Спецвопрос. Расчет процессов циркуляции в парогенераторе модернизированного типа

5.1 Анализ надежности работы парогенераторов ПГВ-1000М

На эксплуатируемых в нашей стране блоках АЭС с ВВЭР-1000 в 1986-1991гг были обнаружены повреждения коллекторов теплоносителя 1 контура ПГВ-1000. Были повреждены парогенераторы на Южно-Украинской, 5-м блоке Нововоронежской, Запорожской, Калининской и Балаковской АЭС.

Недопустимые повреждения (до образования сквозных трещин) были зафиксированы почти во всех случаях на холодных коллекторах. Недопустимые повреждения на горячих коллекторах выявлялись только в двух случаях (оба на Южно-Украинской АЭС). Время наработки парогенераторов до обнаружения повреждений составляло от 10 до 60 тыс. часов. В одном случае оно оказалось равным приблизительно 7 тыс. часов (ЮУ АЭС).

По данным заседания Научно-технического Совета Министерства РФ по атомной энергии от 24.09.92 по состоянию на июнь 1992 года всего на АЭС с ВВЭР-1000 было заменено 32 парогенератора в связи с разрушением металла “холодных” коллекторов ПГ. Максимальное время наработки ПГ до повреждения составило 60 тыс. часов (на 1-ом комплекте ПГ 5-го блока Нововоронежской АЭС), минимальное - 6900 часов (на 2-ом комплекте ПГ 1-го блока Южно-Украинской АЭС).

На основании анализа и обобщения всех известных случаев был сделан вывод о том, что повреждение холодных коллекторов ПГВ-1000(М) представляет не встречавшееся до сих пор в практике парогенераторостроения явление, заключающееся в зарождении и постепенном (невзрывоопасном) разрастании и объединении между собой множества коррозионно-механических трещин и обусловленное воздействием:

значительных статических (включая остаточные) и накладывающихся на них циклических напряжений механического и термического происхождения;

локализованной в месте конструкционной неоднородности перфорированной части коллектора (вершине "клина") пластической деформации, при которой напряжения превышают предел текучести стали 10ГН2МФА; водной среды второго контура, особенно активной в вершинах зазоров в местах недовальцовки труб ПГ в стенку коллектора;теплогидравлической и физической неравномерности по объему;непроектных режимов эксплуатации.

Повреждения коллекторов

Впервые (в конце 1986 года) трещины в коллекторе были выявлены при анализе причины повышения нормируемой (<10(-8)ки/л) радиоактивности воды второго контура в одном из ПГ Южно-Украинской АЭС. В нескольких соседних перемычках обнаружили сквозную трещину, что и вызвало потерю герметичности сварных швов в месте приварки трубок, к антикоррозионной наплавке.

Анализ картограмм повреждений, составленных по результатам контроля целостности перемычек токовихревым прибором (марки ВД-73НЦ разработки НПО ЦНИИТМАШ), показал следующее: дефекты в перемычках между отверстиями находятся в перфорированной части коллектора в зоне на стороне оси, на которой расположен неперфорированный клин; большее число дефектов располагалось параллельно сторонам клина, образуя трещины, расположенные горизонтально и наклонно, в средней и верхней частях неперфорированной зоны.

Напряженно-деформированное состояние коллекторов

При эксплуатации коллекторы парогенераторов нагружаются давлением со стороны первого и второго контуров, температурным полем и усилиями со стороны трубопроводов первого контура. Расчеты показали, что напряжение от действия рабочих нагрузок удовлетворяют требованиям норм прочности.

Исследования на смоляной модели напряжения от перепада давления 9,4 МПА между первым и вторым контуром показали максимальные растягивающие напряжения в зоне клина ~ 100 МПА. Температурные напряжения вследствие разницы коэффициентов линейного расширения металла коллектора и трубок составляют 145 МПА. Различие в рабочей температуре холодного и горячего коллекторов позволяет сделать вывод о том, что температура эксплуатации влияет на стойкость коллектора.

Однако наиболее нагружен горячий коллектор, и если причиной повреждений является только напряженное состояние, то разрушаться в первую очередь должны горячие коллекторы. Как показали исследования фактического напряженного состояния с учетом всех технологических операций, коллекторы в состоянии поставки ПГ высоко нагружены (технологические условноупругие локальные напряжения составляют ~ 800 МПА). Остаточные технологические напряжения в коллекторе явились следствием его формоизменения от взрывной запрессовки труб в условиях "заневоливания" относительно корпуса парогенератора в районе люка Ду 700.

При запрессовке трубок по принятой ранее технологии коллектор изгибается, причем конечный прогиб оси составляет ~4,5 мм, перемещение свободного фланца в сторону клина достигало на некоторых парогенераторах 20 мм.

При запрессовке труб в составе собранного парогенератора эти перемещения заневоливаются, что приводит во время эксплуатации к циклическому нагружению (при каждом пуске и нагружении давлением). Напряжения при этом равны 160 МПА. Таким образом, очевидны методы уменьшения напряжений: разневоливание коллекторов и уменьшение энергии вальцевания - переход на гидравлическое вальцевание.

По расчетам разневоливание коллектора снижает повреждаемость в 1,5 - 4 раза, переход от взрывной вальцовки к гидровальцеванию - не менее чем в 50 раз.

Состояние металла

Исследования перемычек после технологических операций сверления и вальцевания взрывом показали, что металл на поверхности отверстия сильно наклепан (до 70%), предел текучести приближается к пределу прочности, коэффициенты относительного удлинения и сужения уменьшаются вдвое.

В целом пластические свойства металла перемычек снизились примерно в 2 раза. Металл перфорированной зоны после вальцевания имел остаточную деформацию в среднем 0,5% (увеличение на 10-15 мм при начальной длине зоны 2000 мм). За счет сверления из коллектора удаляется 3 т металла и это также не могло не сказаться на возникновении остаточных напряжений.

Исследования оказали возможность восстановления пластических свойств металла перфорированной зоны после сверления и вальцовки взрывом, а также релаксации остаточных напряжений за счет низкотемпературной термообработки с нагревом до 450 градусов С со скоростью 20 0С/час, выдержке при этой температуре в течение 20 часов и охлаждении со скоростью не более 20 0С/час.

Эффективность этой операции оценивается возможностью повышения ресурса в 2,5-8 раз за счет увеличения циклической прочности наклепанного (при сверлении) слоя в ложе отверстий и снижения остаточных напряжений (возникающих при изготовлении).

Низкотемпературная термообработка введена в качестве обязательной на ПГВ-1000М, трубки в которых запрессованы взрывным методом, а также в случаях, когда коллекторы после сверления в отдельности не подвергались такой обработке.

Довальцовка трубок

Проектом предусматривалась вальцовка трубок полностью по всей толщине стенки. Однако во избежание появления "раздутий" трубок при взрывном вальцевании за пределами коллектора допуски на заряд и его фактическая установка привели к тому, что трубки оказались недовальцованными на глубину до 20 мм. Наличие недовальцованных щелей, как показали исследования темплетов, извлеченных из поврежденных коллекторов, привело к негативным последствиям: интенсификации коррозионных процессов в щели и образованию зародышевых коррозионных трещин, захолаживанию наружного слоя вследствие интенсивного теплообмена в щели.

Для горячего коллектора эти процессы существенно замедлены вследствие "запаривания" щелей или их закупорки плотными продуктами коррозии, для холодного вероятно наличие воды (электролита) в щели в процессе эксплуатации, отложения в щели холодного коллектора рыхлые. Кроме того, вследствие недовальцовки наружный слой металла оказывается растянутым по отношению к остальной массе.

Оценки показывают, что устранение зон недовальцовки уменьшает повреждаемость коллектора в 1,5-3 раза только за счет снижения напряжений. Очевидна эффективность этого мероприятия также и за счет снижения или, может быть, исключения электрохимической коррозии. Довальцовка трубок реализована для парогенераторов, изготовленных с использованием взрывной технологии развальцовки, которые еще не были введены в эксплуатацию.

Для вновь изготовляемых парогенераторов технология гидровальцевания обеспечивает заделку трубок по всей толщине стенки коллектора без недовальцованных зон.

Материал коллекторов

Исследования темплетов, вырезанных из поврежденных коллекторов, а также дополнительные стендовые и лабораторные исследования показали, что сталь 10ГН2МФА в условиях первоначально принятой технологии изготовления ПГВ-1000(М) деформационно стареет в области рабочей температуры холодного коллектора (290 градусов С), имеет склонность к питтингообразованию в щели и в условиях электрохимического взаимодействия со сталью 08Х18Н10Т (трубки ПГ) - к коррозионному растрескиванию.

По оценкам вышеперечисленные мероприятия снижают повреждаемость материала коллекторов ПГ и для вновь изготовленных обеспечивают проектный ресурс. Однако, вместе с тем, прорабатывается возможность замены стали 10ГН2МФА в коллекторе на другую. В частности, разработана конструкция ПГВ-1000У с коллекторами, центральная перфорированная часть которых выполняется из хромоникелевой стали 08Х18Н10Т-ВД вакуумно-дугового переплава, расчетные оценки показывают, что повреждаемость такого коллектора уменьшается в 100-1000 раз по сравнению с коллектором из стали 10ГН2МФА. На каждом из коллекторов ПГВ-1000У “появились” два композитных стыка, так как верхняя и нижняя части коллекторов изготавливаются по прежнему из стали 10ГН2МФА.

Для более основательного обоснования работоспособности стали 08Х18Н10Т в перфорированной зоне коллекторов, а также для получения информации по состоянию композитного сварного шва были вырезаны темплеты и исследованы образцы из перфорированных зон коллекторов одного из парогенераторов ПГВ-4 первого блока Армянской АЭС, проработавшего более 10 календарных лет. Исследования показали удовлетворительное состояние металла и сварного соединения.

Температурный режим ПГВ-1000М

Как на одну из причин повреждения коллекторов указывается на их возможный нестабильный режим работы. Для определения фактического протекания теплогидравлических режимов в ПГВ-1000 на Хмельницкой, Нововоронежской, Калининской АЭС и АЭС "Козлодуй" (Болгария) были смонтированы системы термоизмерений водяного объема парогенератора второго контура и температуры коллектора со стороны теплоносителя 1 контура.

В результате измерений было установлено, что во всех эксплуатационных режимах показания термопар, установленных на холодной стороне парогенератора между закраиной погруженного дырчатого листа и корпуса, а также между трубным пучком и закраиной, соответствовали температуре воды на линии насыщения; каких-либо термопульсаций в воде не зафиксировано. Термопары верхнего ряда теплообменных трубок вблизи холодного коллектора зафиксировали повышение температуры трубок на 6-8 градусов С при глубоком (> 1600 мм) уменьшении уровня.

При проведении термоизмерений на Калининской АЭС (при проектной работе ТЗиБ) при снижении уровня воды в ПГ до 500мм от номинального температура на выходе из парогенератора не менялась. Это говорит о том, что в пределах работы проектной защиты АЗ по снижению уровня в ПГ (-650 от L ном) и блокировок по уровню воды (-500 от L ном откл. ГЦН) теплообменный пучок и коллекторы теплоносителя в пределах перфорированной части находятся в зоне уверенного охлаждения водой с равномерной температурой.

В период вода в эксплуатацию 1-го блока Хмельницкой АЭС проведен комплекс температурных измерений в течение регламентных динамических испытаний блока (режимы отключения ГЦН, сбросы нагрузки реактора и турбины, отключения турбопитательного насоса). Наибольшие зафиксированные изменения температуры воды в указанных режимах не превышали 10 градусов С. При срабатывании аварийной защиты реактора (нагрузка блока 90%) зафиксировано изменение температуры воды в парогенераторах на 16 градусов С.

На основании измерений оказалось возможным сделать следующие выводы: в стационарных режимах работы энергоблоков температура воды парогенератора, омывающей коллектора, является постоянно и равной ts при номинальном давлении, в переходных режимах температура воды меняется в соответствии с изменением давления и также равна ts при соответствующем давлении; принятые в проекте защиты и блокировки по уровню воды обеспечивают температурный режим работы коллекторов в пределах проектных алгоритмов; смешение холодной питательной воды с температурой 220 или 165 градусов С c водой парогенератора происходит полностью на расстоянии 30 мм от места ее выхода из раздаточных сопел питательных труб; максимальная разница температуры по периметру выходного коллектора по первому контуру составляет 7 градусов С; температурных пульсаций в коллекторе не обнаружено. Указанное свидетельствовало, что температурный режим напрямую не являлся причиной повреждения холодных коллекторов.

Высказывались предположения о возможности гидродинамических воздействий ГЦН на холодный коллектор, в частности, гидроударов при его отключениях. Аналитические исследования и непосредственные измерения на ряде АЭС не подтвердили наличия гидроударов. давление на всасе и напоре ГЦН при пуске и останове (примерно на 5-6 кгс/см2) изменяется плавно в течение, примерно, 0,5-1 мин.

Водно-химический режим

Если оценивать время работы парогенераторов до повреждения, то имеет место тот факт, что время службы изготовленных по единой технологии теплопередающих трубок и коллекторов ПГ имеет значительный разброс: от 7 до 59 тысяч часов, что скорее всего определяется химическим фактором. Эксплуатация оборудования в условиях ухудшенного водного режима, при наличии коррозионно активных примесей значительно снижает рабочий ресурс оборудования.

Таким образом в деле повышения надежности парогенераторов очень важным моментом является снижение "солевой нагрузки" на конструкционные элементы ПГ. Исследования, проведенные на Нововоронежской и Хмельницкой АЭС, подтвердили ранее высказываемые предположения об образовании зон повышенного солесодержания в объеме парогенератора по сравнению с величиной солесодержания усредненной продувки. Характер распределения зон, как показали испытания, не зависел от величины продувки и имел ярко выраженный "горб" в районе горячего коллектора. Причем, при номинальной нагрузке концентрация примесей у "горячего" коллектора в шесть раз превышала их концентрацию в "холодном" торце парогенератора.

Эти испытания показали, что штатный режим продувки парогенераторов позволяет поддерживать величину нормируемого содержания солей в продувочной воде при соответствующих нормам показателях питательной воды, но при этом концентрации примесей в отдельных зонах водяного объема могут превосходить допустимые величины, что с учетом процессов упаривания в щелях и зазорах создает благоприятные условия для активизации коррозионных процессов.

В связи с этим проектной организацией (ОКБ "Гидропресс") были выданы рекомендации по первой модернизации внутрикорпусных устройств ПГВ-1000М и изменения схемы продувки ПГ. Указанная модернизация заключалась в изменении схем водопитания, продувки и перераспределения циркуляции в объеме парогенераторов. Главной целью модернизации являлось удаление зон повышенного солесодержания от коллекторов теплоносителя путем перераспределения питательной воды по длине парогенератора и образования в "холодном" торце ПГВ (вблизи днища) так называемого "солевого отсека", из которого организована непрерывная продувка котловой воды с наибольшей концентрацией растворенных примесей.

Согласно проекту модернизации ВКУ ПГВ необходимое перераспределение питательной воды было получено путем установки в "горячем" торце парогенераторов на погружном дырчатом листе четырех дополнительных раздающих коллекторов питательной воды с отверстиями, направленными вертикально вниз. Коллектор N010 переведен на "холодную" сторону ПГВ для увеличения подачи питательной воды в зону "холодного" коллектора теплоносителя. В "холодном" торце парогенератора отглушены пять крайних раздающих коллекторов питательной воды, также в «холодном» торце ПГВ из листов нержавеющей стали выполнены две поперечные перегородки (высотой 200 мм - над ПДЛ и 240 мм под ПДЛ) и перекрыты в верхней части боковые каналы между закраиной ПДЛ и корпусом ПГ для организации «солевого» отсека. Цель установки перегородки - уменьшение продольной циркуляции от "горячего" коллектора в торцы для предотвращения распространения солевых зон по длине парогенератора.

К сожалению, в последнее время также проявилась ранее неизвестная проблема коррозии металла трубной системы ПГ со стороны второго контура. Наибольшая интенсивность коррозионных процессов наблюдалась в локальных участках внутри ПГВ-1000М. Развитию коррозионного растрескивания теплообменных трубок под дистанционирующими решетками способствовало концентрировании коррозионно-активных загрязнений в слое отложений и повышенные напряжения. Результаты расследования массовых коррозионных повреждений трубок ПГ Ровенской, Южно-Украинской и Балаковской АЭС показали возможность развития интенсивной язвенной коррозии теплообменных трубок ПГВ-1000М из аустенитной стали марки 08Х18Н10Т под слоем шлама продуктов коррозии в локальном участке нижних рядов между 2-4 дистанционирующими решетками от "горячего" коллектора в сторону "холодного" днища. Последующие наблюдения на других АЭС с реакторами ВВЭР-1000 подтвердили наличие локальных зон скопления коррозионного шлама на днищах ПГ.

Согласно результатам специальных исследований, условиями предотвращения массовых коррозионных повреждений трубок ПГВ-1000М в локальных зонах скопления коррозионного шлама на днище являются:

регулярные эффективные химические отмывки ПГ по 2 контуру, выполняемые на основании результатов как ежегодных осмотров рядов трубок и днищ, так и систематического контроля поступления продуктов коррозии в ПГ по данным химконтроля;

снижение поступления в ПГ продуктов коррозии медных сплавов, интенсифицирующих электрохимическую коррозию аустенитной стали;

систематическое ограничение поступления с питательной водой и накопления в котловой воде коррозионно-агрессивных загрязнений (включая сульфат-ион и хлорид-ион), причем для контроля накопления в котловой воде коррозионно-агрессивных загрязнений должны использоваться представительные пробы продувочной воды из участков концентрирования коррозионно-агрессивных загрязнений;

поддержание нейтрального или слабощелочного молярного соотношения компонентов в котловой воде ПГ.

5.2 Расчёт циркуляции воды

В соответствии с обобщенными результатами исследований гидродинамики на натурных ПГ в период ПНР, общая картина циркуляции воды в ПГВ-1000 /25/ представляется следующим образом.

В трубных пакетах наблюдается подъемное движение, в опускных каналах между пакетами в основном опускное. Высокая паровая нагрузка верхних рядов трубного пучка вблизи горячего коллектора обуславливает их значительное гидравлическое сопротивление, что приводит к выходу части пара из трубного пучка в опускной канал. Вместе с паром в опускной канал выходит и часть циркулирующей воды, образуя локальный контур циркуляции в его нижней части. Таким образом, в нижней части пучка вода входит в него из опускного коридора под действием статического напора столба пароводяной смеси. По мере приближения к верхней части пучка начинают преобладать процессы выхода пароводяной смеси в коридор из-за возрастания нагрузки и, соответственно, гидравлического сопротивления пакета.

В верхней части опускных каналов, на горячей стороне пучка наблюдается подъемное движение, вызванное выходом в канал и всплытием пузырей пара. По мере приближения к холодному концу труб, опускное движение преобладает по всей высоте пакета, а локальная кратность циркуляции увеличивается за счет улучшений условий опуска и снижения локальной величины паропроизводительности. Часть циркулирующей через пучок воды проходит через отверстие ПДЛ и затем попадает в опуск между закраиной и корпусом. Другая часть циркулирует через опускные каналы между пакетами, свободными от подъемного движения.

Наличие значительного количества пара в верхней части пакетов подтверждается также путем измерения температур в опускных коридорах в зоне раздачи питательной воды. На всех уровнях мощности амплитуды термопульсаций по высоте коридора монотонно снижаются, а полный прогрев питательной воды наступает на глубине ниже 450 мм от ПДЛ. При этом максимальная амплитуда термопульсаций отмечена на мощности 65 % от номинальной, а минимальная на номинальной мощности. По-видимому, это свидетельствует о том, что поток пара, выходящего из опускных коридоров на номинальной мощности, настолько интенсивен, что препятствует попаданию недогретой питательной воды вглубь коридоров.

В целом, исследования процессов перемешивания питательной и котловой воды в горизонтальных ПГ, говорят о значительной интенсивности этого процесса, в особенности на номинальной мощности. Проникновения питательной воды в зоны, удаленный от места раздачи в стационарном режиме не происходит, что свидетельствует о том, что расход питательной воды, попадающий в опускной коридор недостаточен для полной конденсации пара. Особый интерес представляет результаты измерений φ с помощью датчика с базой измерения 450 мм в верхней части горячего канала возле коллектора. При номинальной нагрузке его показания достигают 0,9. Учитывая показания установленного рядом датчика с базой 1000 мм (φ примерно 0,48), можно говорить о тенденции интенсивного увеличения φ в верхней части канала, между пакетами. Это подтверждает возможность существования в этой зоне (высотой примерно 450 мм от верхнего ряда труб) паро-капельной структуры двухфазного потока.

Такой характер циркуляции, характерный для невыгороженного пакета труб, приводит к достаточно низкой величине кратности циркуляции в верхней части пакета. При этом одним из основных ограничителей циркуляции является высокое паросодержание, снижающее движущий напор и препятствующее опускному движению воды. Очевидным, в этом случае, является техническое решение, состоящее в увеличении расхода питательно воды, попадающей в опускной канал между пакетами. При этом, необходим тщательный расчет этого расхода, так как превышение его сверх допустимой величины может привести к попаданию питательной воды вниз и «захолаживанию» нижней части корпуса ПГ, в то время как недостаточный расход будет неэффективен для повышения циркуляции.

Проверка эффективности упомянутого технического решения может быть осуществлена путем сравнения солесодержания котловой воды на входе и выходе трубного пучка.

Здесь необходимо отметить, что величина кратности циркуляции, которая обычно определяется как соотношение массовых расходов пара и пароводяной смеси, становится неопределенной для пучка труб в целом, так как данное соотношение переменно по высоте из-за выхода части воды и пара в опускной канал. В самом деле, если паропроизводительность относить к расходу воды на входе в пучок (в нижней части) то величина не будет характеризовать условия циркуляции в верхней части пакета, где расход смеси значительно меньше, чем в нижней части.

Таким образом, кратность циркуляции можно определить как величину обратную массовому расходному паросодержанию Х, которое переменно по всей высоте пакета.

Для работоспособности трубчатки имеет смысл говорить о кратности циркуляции в верхней части пучка, так как в этой зоне она минимальна. Оценка этой величины представляет определенные трудности, так как измерить расход пароводяной смеси через пучок в вертикальном и горизонтальном направлении не представляется возможным. Для количественной оценки циркуляции в невыгороженных пакетах можно использовать величину кратности упаривания пароводяной смеси в трубном пучке.

Если пренебречь растворимостью примесей в паре, из условий солевого баланса для выгороженного пакета можно записать следующее выражение для кратности упаривания:

Sвых/Sвх = Кц/(Кц-1) (5.1)

или

Кц = 1/(1-Sвх/Sвых) (5.2)

где

Кц = Gсм/G`,где (5.3)

G` - расход пара через пакет;

Gсм - расход пароводяной смеси;

Sвх - солесодержание воды на входе в пучок;

Sвых - солесодержание воды на выходе из пучка.

Для невыгороженного пакета величины G` и Gсм становятся переменными по высоте и не поддаются измерению. Между тем, величина кратности упаривания может быть измерена. Зная эту величину, можно вычислить кратность циркуляции по формуле (5.3). Полученную по этой формуле кратность циркуляции для невыгороженных пучков следует считать условной, так как формула справедлива лишь для выгороженных пучков. Тем не менее, эта величина также характеризует условия циркуляции.

5.3 Расчет расхода воды, необходимого для конденсации пара в опускном канале

Расчет расхода воды на конденсацию.

Исходные данные: энтальпия воды и пара

h`=1236 КДж/кг,

h``=2779 КДж/кг,

h220=994 КДж/кг ,

h164=696 КДж/кг ;

плотность пара ρ``=35 кг/м3 ,

расход питательной воды Gпв=1470 т/ч

В исходном состоянии коллектор имеет 32 патрубка Ду18, в результате реконструкции остается 20 патрубков Ду18 и 4 отверстия Ду18 в торцевой части. Коллектор в исходном состоянии и после реконструкции показан на рис.5.1.

По балансу энтальпий можно записать соотношение между расходами пара и воды, требуемой для его конденсации

пв=Gп/ (h`-hпв),

при 220 оС Gпв=Gп/0,18

при 164 оС Gпв=Gп/0,35

Согласно /1/ расход воды на холодную половину - 533 т/ч.

Из них на 1ый коллектор 533/9=60 т/ч.

На 4 остальных 473 т/ч.

Принимаем долю расхода вниз 25 %, то есть 118 т/ч на длину 2,3 м (две секции дистанционирования с 4 коллекторами питательной воды), то есть 51 т/ч на 1 п.м., что позволит сконденсировать 9,2 т/ч пара при 220 оС или 17,8 т/ч при 164 оС.

5.4 Расчет естественной циркуляции с учетом конденсации пара в опускном канале

Расход пара в опускном канале можно оценить из расчета естественной циркуляции. При этом критерием правильности оценки может служить величина паросодержания в опускном канале, полученная измерениями на действующих ПГ при помощи датчиков паросодержания, установленных в верхней части опускного канала.

Вариант 1.

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа температура насыщения Т_s=280 ^оС

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 1236 КДж/кг

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Значения приведенных скоростей пара и воды в опускном и подъемном участке получены в /26/ с помощью программы CIRC (расчет ведется на погонный метр длины трубного пучка) по формулам Колбасникова А.В., полученным им в его диссертации «Разработка методов расчета гидродинамики двухфазной среды и теплообмена в поперечно омываемых поверхностях нагрева парогенераторов на основе экспериментальных исследований.»

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке.

Из /26/возьмем значения φ_ист ,W_п, W_в.

Для любого сечения канала, содержащего пароводяную смесь, можно записать, используя /8/ уравнение сплошности в виде:

М_ц= М_п +М_в= М_смеси

где М_п, М_в, М_смеси массовый расход соответственно пара, воды и смеси в сечении канала. Тогда скорость циркуляции в парогенерирующем канале можно определить как:

W_ц= М_смеси/(ρ_вf) = ( М_п +М_в) /(ρ_вf)=W_в+W_пρ_п/ρ_в

Используя эту формулу, рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Отношение массового расхода пара к общему массовому расходу потока является массовым паросодержанием:

Х=М_п/М_смеси=W_пρ_п/W_цρ_в

Используя эту формулу, рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=1,2.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/возьмем значения W_п, W_в:

Паросодержание в опускном канале согласно /28/, определяется по формуле:

,где

Wα - относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/, принимается Wα=0,3939 м/с).

Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Вариант 2

Расход питательной воды в опуск 40 т/ч

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 220 КДж/кг (температура Т=220 ^оС)

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке.

В программе CIRC ведется расчет по формулам Колбасникова А.В. значений параметров естественной циркуляции в зависимости от расхода питательной воды в опуск. При расходе 40 т/ч и температуре питательной воды 220 ^оС в /26/ получены следующие значения приведенных скоростей пара и воды и истинного паросодержания в подъемном участке:

Используя ранее полученную формулу

W_ц =W_в+W_пρ_п/ρ_в,

рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Используя ранее полученную формулу (Х =W_пρ_п/W_цρ_в,), рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=2,4.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/ возьмем значения W_п, Wв для данного варианта:

Паросодержание в опускном канале определяется по формуле:

где Wα относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/ , принимается Wα=0,3939 м/с). Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Вариант 3.

Расход питательной воды в опуск 40 т/ч

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 696 КДж/кг (температура Т=164 ^оС, режим работы без подогревателей высокого давления)

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке.

В программе CIRC ведется расчет по формулам Колбасникова А.В. значений параметров естественной циркуляции в зависимости от расхода питательной воды в опуск. При расходе 40 т/ч и температуре питательной воды 164 ^оС в /26/ получены следующие значения приведенных скоростей пара и воды и истинного паросодержания в подъемном участке:

Используя ранее полученную формулу

W_ц =W_в+W_пρ_п/ρ_в,

рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Используя ранее полученную формулу

Х =W_пρ_п/W_цρ_в,

рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=2,9.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/ возьмем значения W_п, Wв для данного варианта.

Паросодержание в опускном канале определяется по формуле:

где Wα относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/ , принимается Wα=0,3939 м/с).

Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Вариант 4.

Расход питательной воды в опуск 44 т/ч

Разобьем трубный пучок по высоте на 12 участков по 0,19 м

Давление пара во втором контуре 6,3 МПа

Энтальпия воды на линии насыщения 1236 КДж/кг

Энтальпия пара на линии насыщения 2779 КДж/кг

Энтальпия питательной воды принимается 220 КДж/кг (температура Т=220 ^оС)

Плотность воды на линии насыщения 753 кг/м³

Плотность пара на линии насыщения 32,4 кг/м³

Параметры естественной циркуляции в подъемном участке.

В программе CIRC ведется расчет по формулам Колбасникова А.В. значений параметров естественной циркуляции в зависимости от расхода питательной воды в опуск. При расходе 44 т/ч и температуре питательной воды 220 ^оС в /26/ получены следующие значения приведенных скоростей пара и воды и истинного паросодержания в подъемном участке:

Используя ранее полученную формулу

W_ц =W_в+W_пρ_п/ρ_в,

рассчитаем скорость циркуляции на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Используя ранее полученную формулу

Х =W_пρ_п/W_цρ_в,

рассчитаем массовое паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Кратность циркуляции для верхней части пучка

Кц=1/Х=2,9.

Параметры естественной циркуляции в опускном участке.

Из /26/ возьмем значения W_п, Wв для данного варианта:

Паросодержание в опускном канале определяется по формуле:

где Wα относительная скорость паровой фазы (в дальнейшем, согласно /26/, принимается Wα=0,3939 м/с).

Используя эту формулу, рассчитаем истинное паросодержание на каждом участке по высоте и полученные результаты представим в виде таблицы:

Для варианта 1, соответствующего штатному варианту конструкции ПГ паросодержание в опускном коридоре между пакетами на высоте 1 м от верха пучка составляет 0.5, что корреспондируется с величиной, измеренной на 5 блоке НВАЭС.

Таблица 5.1Сводные результаты расчетов циркуляции

Из таблицы следует, что полная конденсация пара в центральном опускном коридоре наступает при расходах питательной воды между 40 т/ч и 44 т/ч на погонный метр, таким образом, принятая величина расхода 51 т/ч на погонный метр, представляется достаточной для конденсации пара.

Полученные значения скорости циркуляции и массового паросодержания по высоте трубного пучка (рис.5.1 и рис.5.3 соответственно) и истинного паросодержания в опускном канале (рис.5.2) для наглядности представлена в виде графиков, где варианту 1 соответствует штатная система питательной воды, варианту 2 - с модернизированным коллектором и расходом 40 т/ч на погонный метр в опускной канал, варианту 4 - с модернизированным коллектором и расходом питательной воды в опускной канал 44 т/ч на погонный метр.

Рисунок 5.1 Скорость циркуляции по высоте трубного пучка вблизи горячего коллектора ПГВ-1000.

Рисунок 5.2 Истинное паросодержание по высоте опускного канала вблизи горячего коллектора ПГВ-1000.

Рисунок 5.3 Массовое паросодержание по высоте трубного пучка вблизи горячего коллектора ПГВ-1000.

5.5 Гидравлический расчет коллектора

Исходя из требований неизменности гидравлического сопротивления новой системы принимаем сопротивление нового узла равным сопротивлению торцевой части коллектора с 8 патрубками Ду18, что примерно обеспечит 25 % от расхода воды через коллектор (8/32=0.25). При этом сопротивление оставшейся части коллектора принимается, как для 24 отверстий (при этом 4 отверстия вДу20 в торце коллектора считаются 4 парубками Ду18).

Расчет сопротивления удаленной торцевой части коллектора

Расход G=6,94 кг/с

Длина участка раздачи L=0,7 м

Длина начального участка L₀=0,1 м

Коэффициент трения используя /29/, принимаем λ=0.16

Диаметр трубы D_тр=0,08 м

Диаметр отверстийD₀=0.018 м

Число отверстий n=8

Скорость в трубе согласно /29/W_тр=G/(0,785Dтр²ρ)/2=1,84 м/с

Скорость в отверстии согласно /29/W₀=G/(0,785D0²ρ)/n=4,55

м/с

Коэффициент сопротивления отверстия(патрубка)

используя /29/ (Рис 2-5,2-9), принимаемξ₀=1,7

Потеря давления на трение согласно /29/∆P_тр=λ(0,423L₀+L)*

*ρW_тр²/2g=8,2 Па

Потеря давления на коллекторный эффект

согласно /29/∆P_кол=2/3*0,8ρW_тр²/2g=69,2 Па

Потеря давления на отверстия согласно /29/∆P₀=ξ₀W₀²/2g=1347 Па

Сумма потерь давления ∆P=∆P_тр+∆P_кол+∆P₀=1424 Па

Расчет сопротивления новых раздающих труб

Расход G=6,94 кг/с

Длина участка раздачи L=0,2 м

Длина начального участка L₀=0,6 м

Коэффициент трения

используя /29/, принимаем λ=0.28

Диаметр трубы D_тр=0,05 м

Диаметр отверстийD₀=0.008 м

Число отверстийn=60

Скорость в трубе W_тр=G/(0,785Dтр²ρ)/2=2,36 м/с

Скорость в отверстииW₀=G/(0,785D0²ρ)/n=3,07 м/с

Коэффициент сопротивления тройника, отнесенный к скорости в отверстии используя /29/ (таб. 2-4), принимаем ξ_т=(1,05+0,4)/2=0,72

Коэффициент сопротивления гиба 135^о+30^о

используя /29/ (Рис. 2-6), принимаем ξ_г=0,38

Коэффициент сопротивления отверстия

используя /29/ (диаграмма 4-22 график б),

принимаемξ₀=2,75

Потеря давления на тройнике ∆P_т= ξ_тρW_тр²/2g=175 Па

Потеря давления на гибе∆P_г= ξ_гρW_тр²/2g=81 Па

Потеря давления на трение ∆P_тр=λ(0,423L₀+L)*

ρW_тр²/2g=61 Па

Потеря давления на коллекторный эффект ∆P_кол=2/3*0,8ρW_тр²/2g=113 Па

Потеря давления на отверстия ∆P₀=ξ₀W₀²/2g=993 Па

Сумма потерь давления ∆P=∆P_т +∆P_г +∆P_тр+∆P_кол+∆P₀=1423 Па

Выводы по спецвопросу

.Суть предполагаемой модернизации (рис.5.4) заключается в реконструкции 6-ти поперечных патрубков раздачи питательной воды (2-х на стороне «горячего» торца и 4-х на стороне «холодного» торца). При этом часть раздающей поверхности этих патрубков отрезается, а к местам отрезки приваривается сборочный узел, позволяющий направить питательную воду непосредственно в опускной коридор. Вертикально расположенные участки патрубков определенным образом перфорированы и опущены в межтрубный канал на глубину 400 мм от верхнего ряда теплообменного пучка.

Рисунок 5.4. Система раздачи питательной воды ПГ-4 до модернизации и после.

2.Характер циркуляции, для невыгороженного пакета труб, приводит к достаточно низкой величине кратности циркуляции в верхней части пакета. Одним из основных ограничителей циркуляции является высокое паросодержание, снижающее движущий напор и препятствующее опускному движению воды. Очевидным является техническое решение, состоящее в частичной конденсации избыточного пара за счёт «холодной» питательной воды, попадающей в канал между пакетами.

.Величина кратности циркуляции вблизи горячего коллектора ПГВ-1000 может быть увеличена путем увеличения доли питательной воды, подаваемой непосредственно в опускной коридор.

.Полная конденсация пара в центральном опускном коридоре наступает при расходах питательной воды между 40 т/ч и 44 т/ч на погонный метр, таким образом, принятая величина расхода 51 т/ч на погонный метр длины коридора., представляется достаточной для конденсации пара.

.Данный расход обеспечивается при соблюдении размеров дополнительно установленных раздаточных коллекторов в соответствии с чертежом.

.Произведенный гидравлический расчет коллектора до и после модернизации показал, что при соблюдении размеров, выполняется требование неизменности гидравлического сопротивления удаленной торцевой части коллектора и новых раздающих труб, необходимое для соблюдения нужного распределения расходов питательной воды в коллекторе.

.Согласно расчетной оценке, ожидаемое увеличение скорости циркуляции в трубном пучке составляет 1,5-2 раза для всех режимов работы блока. Ожидаемое расчетное значение кратности циркуляции для верхней части пакета при работе на номинальной мощности ~2,9. При использовании штатной системы водопитания - 1,2.

6. Описание и выбор КИП и А

Проектом предусмотрены следующие защиты и блокировки:

Регулирование температуры сетевой воды за пиковым подогревателем производится изменением расхода пара на подогреватель через паровую задвижку. Сетевые насосы отключаются при повышении уровня до 1000 мм в одном из основных подогревателей 1 ступени или при повышении активности сетевой воды выше установленного предела. Конденсатные насосы отключаются при повышении уровня в одном из подогревателей или при повышении активности сетевой воды выше установленного предела.

При включении конденсатного насоса открывается рециркуляция насоса. При увеличении расхода на напоре насоса до 70 м³/час задвижка на рециркуляции закрывается. При уменьшении расхода конденсата до 50м³/час задвижка на рециркуляции открывается с сигналом на МЩУ ПСВ.

При открытии задвижки на сливе конденсата из группы в конденсатор закрывается секционная задвижка.

Конденсатный насос отключается при снижении уровня в основном подогревателе 1 ступени до 400 мм.

При повышении уровня конденсата в пиковом подогревателе до 1000 мм производиться его отключение, при этом:

закрывается подвод пара к подогревателю;

закрывается подвод и отвод сетевой воды к подогревателю, при этом по блокировке полностью открывается байпас сетевой воды;

закрываются задвижки на линии слива конденсата пикового подогревателя.

При повышении уровня в одном из основных подогревателей 2 ступени до 1000 мм производится отключение одной нитки подогревателей аналогично отключению пикового подогревателя.

При повышении уровня в одном из основных подогревателей 1 ступени до 1000 мм или при повышении активности сетевой воды производится отключение установки, при этом:

закрываются задвижки на подводе пара к основным и пиковым подогревателям;

закрываются задвижки на подводе сетевой воды к подогревателям;

закрывается задвижка на коллектор прямой сетевой воды;

отключаются сетевые и конденсатные насосы;

При отключении турбины закрываются задвижки на подводе пара к основным и пиковым подогревателям.

Задвижка и регулятор на подаче пара от КСН открывается при снижении нагрузки на турбине менее 50 процентов от номинальной нагрузки.

КИП и А теплофикационной установки, в основном реализованы на основе датчиков «Сапфир». Показания поступают через импульсные трубки d _y - 10. «Сапфир» представляет электромагнитный преобразователь. От «Сапфира» преобразованный токовый сигнал поступает на блоки развязки, в которых заложены математические алгоритмы блокировок и защит. По большей части защитные и блокировочные схемы - дублируются, для обеспечения надежности срабатывания.

.1 Система автоматического регулирования параметров прямой сетевой воды при пиковых нагрузках ТФУ

Скорость повышения температуры воды в пиковом подогревателе не должна превышать 30^оС/час. Скорость прогрева контролируется по росту температуры воды за пиковым подогревателем. После полного открытия задвижки по пару и установления в корпусе подогревателя расчетного давления, подогреватель считается включенным в работу. Регулирующий клапан включается в работу автоматически при достижении номинального уровня конденсата в подогревателе, при условии, если регулятор находится в автоматическом управлении на МЩУ ТФУ.

Рассмотрим схему автоматического регулирования уровня конденсата в пиковом подогревателе сетевой воды. Уровень воды в конденсатном бачке поддерживается постоянным.

Изменение уровня конденсата от заданного в процессе работы вызывает изменение давления в мембранном дифманометре.

Возникающая в случае роста (или снижения) уровня в корпусе пикового подогревателя разность давлений в мембранном дифманометре преобразуется в электрический импульс, поступающий на усилитель. Усиленный импульс поступает на колонку дистанционного управления, воздействующую на электродвигатель, связанный с регулирующим клапаном на линии отвода конденсата из корпуса подогревателя. В результате этого изменяется проходное сечение клапана и поддерживается номинальный уровень конденсата в подогревателе. Степень открытия клапана фиксируется на УП (указателе положения) на местном щите ТФУ.

Схема регулирования уровня конденсата пикового подогревателя сетевой воды, представлена на рисунке 6.1:

Рисунок 6.1Схема регулирования уровня КГП ППСВ ТФУ

-ёмкость; 2-успокоительный сосуд; 3-дифманометр; 4-укозатель положения уровня; 5-усилитель электрического сигнала; 6-колонка управления регулятором; 7-электродвигатель; 8-регулирующий клапан; 9-линия отвода конденсата

На рисунке 6.2 представлена часть схемы КИП и А подогревателей ППСВ ОП-I , ОП-II ступени регулирования прямой сетевой воды.

Рисунок 6.2 Часть схемы регулирования температуры прямой сетевой воды

.2 Регулирование температуры прямой сетевой воды

Регулирование температуры сетевой воды за пиковым подогревателем производится изменением расхода пара на подогреватель через паровую задвижку.

В случае несоответствия температуры сетевой воды на выходе из основного бойлера 1 ступени температуре окружающего воздуха необходимо включить в работу основной бойлер 2 ступени (включение в работу основного бойлера 2 ступени и пикового бойлера аналогично включению в работу основного бойлера 1 ступени).

7. Электроснабжение сетевого и конденсатного насоса ТФУ

Описание схемы электроснабжения рассматриваемых насосов.

Рабочее питание электродвигателей сетевого и конденсатного насосов теплофикационной установки рассматриваемого энергоблока АЭС осуществляется от шины 1BD. Схема включения данной шины в общую схему электроснабжения собственных нужд блока, а так же потребители запитанные от этой шины схематично показаны на рисунке 7.1. Данная шина получает питание от одного из двух трансформаторов собственных нужд (ТСН ).

Обмотки низшего напряжения 6,3 кВ каждого ТСН (рабочих и резервных) расщеплены на две одинаковые, в результате число секций СН 6,3 кВ нормальной эксплуатации (СНЭ) получается четыре на блок (ВА, ВВ, ВС, ВD). Каждая из секций присоединяется к обмотке низшего напряжения рабочего трансформатора через свой выключатель рабочего ввода. Для каждой из секций СНЭ предусматривается ввод резервного питания от одного из резервных трансформаторов собственных нужд(РТСН), включаемого автоматически под действием АВР или вручную. Резервные трансформаторы собственных нужд РТСН-1 и РТСН-2 питаются от ОРУ-220 кВ, а 2РТСН-1 и 2РТСН-2 питаются от обмотки 220 кВ автотрансформатора связи ОРУ-220 кВ и ОРУ-500 кВ.

Источники электроснабжения потребителей СН АС резервируются, чтобы питание не нарушалось при отключении рабочих вводов из-за повреждения главного повышающего трансформатора энергоблока или рабочего ТСН, или при выводе в ремонт рабочих ТСН. Питание обоих ТСН осуществляется от генератора ТВВ-1000-4УЗ и включены в схему после генераторного выключателя КАГ-24 перед повышающим трансформатором.

Рисунок 7.1 - Схема электроснабжения сетевых и конденсатных насосов

Потребители электроэнергии

Таблица 7.1

Проверка трансформатора собственных нужд на запас мощности

В настоящее время загрузка ТСН составляет 46,7 ;

При включении насосов она составит 46,7+8,8=55,5 ;

На каждом энергоблоке имеется по два трансформатора собственных нужд типа ТРДНС-63000/35 с основными параметрами [19, табл.3.4, с.136]:

- полная номинальная мощность трансформатора: S_ном.тр. = 63 ;

высшее напряжение обмотки: U_в.н. = 24 кВ;

низшее напряжение обмотки: U_н.н. = 6,3 кВ;

Коэффициент загрузки ТСН после подключения насосов составляет:

Расход электроэнергии на СН для 0,4 кВ принимаем 10% от общего расхода на собственные нужды блока [18,с.203]:

Расчет токов короткого замыкания Для расчётов токов короткого замыкания (КЗ) и выбора оборудования, составляем схему замещения для различных точек от исходной схемы. Учитывая симметричность схемы, составим эквивалентную схему, то есть, заменим группу двигателей, подключённых к шинам 6 кВ эквивалентной нагрузкой:

. (7.1)

Данные расчёта выполнены, исходя из того, что нагрузка распределена равномерно. Для шины 6 кВ принимаем:

базисная мощность: S_б. = 100 ;

базисное напряжение: Uб. = 6,3 кВ.

Упрощённая расчётная схема приведена на рисунке 5.3.

Рисунок 7.2Упрощённая расчётная схема

Для расчета токов КЗ приведена схема замещения на рисунке 5.4.

Рисунок 7.3Схема замещения

Определим сопротивление генератора по [20, с.162]:

, (7.2)

где - относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора (по продольной оси) при номинальных условиях,  = 0,324 [19, табл.2.1, с.80];

.

Определим сопротивление трансформатора по [20, с.162]:

. (7.3)

Сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН) по [20, с.162]:

, (7.4)

где х_в.н. - сопротивление обмотки высокого напряжения, которое равно [20, с.162];

х_н.н. - сопротивление обмотки низкого напряжения, которое равно [20, с.163];

. (7.5)

; (7.6)

.

Х₁ = х_Г*х_С/( х_Г+х_С) = 0,0292*0,204/(0,0292+0,204)= 0,0255; (7.7)

Х₂ = х_Т + х₁ = 0,3779 + 0,0255 = 0,4034. (7.8)

Сопротивление эквивалентного двигателя составит по [20, с.162]:

. (7.9)

Преобразованная схема замещения приведёна на рисунке 5.5.

Рисунок 7.4Преобразованная схема замещения

Определяем суммарный сверхпереходной ток по [20, с.163]:

, (7.10)

где - начальное значение периодической составляющей тока КЗ от системы;

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ от двигателя;

, (7.11)

где I_б. - базисный ток, для трехфазной цепи [20, с.157]:

 кА; (7.12)

 кА;

, (7.13)

где ∑Sном. = , так как ТСН с расщеплённой обмоткой низкого напряжения, то ∑Sном. необходимо уменьшить в два раза тогда:

 кА;

= 22,7 + 20 = 42,7 кА.

По [20, рис.3.25, с.217], определяем:

Iк.з. = 29 кА;  = 0,4; Та = 0,185 с; t = 0,16 с.

Определяем суммарный ударный ток по [20, с.165]:

, (7.14)

где i_у.с. - ударный ток от системы, кА, определяется по формуле [20, с.165]:

, (7.15)

где К_у.с. - ударный коэффициент, принимаем К_у.с. = 1,82;

 кА.

Ударный ток от двигателей по [20, с.165]:

, (7.16)

где К_у.д. - ударный коэффициент, принимаем К_у.д. = 1,55;

 кА;

iу = 58,4 + 44 = 102,4 кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ по [20, с.165]:

 кА. (7.17)

Определяем мощность КЗ по [20, с.185]:

. (7.18)

Таблица 7.2Результатов расчета токов короткого замыкания

Выбор выключателей 6 кВ.

Характеристики насосов сведены в таблицу 7.1:

Все расчетные данные сводятся в таблицу вместе со справочными данными по выбору выключателя [19, табл.5.1, с.229].

Таблица 7.3Расчетные и справочные данные по выбору выключателя

По [19, табл.5.1, с.229] выбираем масляный выключатель ВК-10-630-31,5У2

Выбор линий питающих насосы.

В качестве питающих насосы линий применим трехжильные кабели с бумажной, пропитанной маслоканифольной смесью изоляцией;

Экономичное сечение токопровода определяется:

эк = Iнорм/iэк;  (7.19)

где Iнорм - наибольший ток нагрузки в нормальных условиях;эк = 1,5 А/мм2 - экономическая плотность тока.

Для сетевого насоса:

 А

эк = 28,87/1,5 = 19,25 мм2.

Из стандартного ряда выбираем кабель сечением 25 мм2

Для конденсатного насоса:

эк = 11,45/1,5 = 7,63 мм2.

Из стандартного ряда выбираем кабель сечением 8 мм2

8. Обеспечение безопасности жизнедеятельности при эксплуатации энергоблока

8.1 Анализ возможных чрезвычайных ситуаций на объекте

Проектные аварии

При возникновении на АЭС проектных аварий специальные системы безопасности обеспечивают надёжное «гашение» цепной реакции в активной зоне и непрерывное охлаждение ядерного топлива для предотвращения его расплавления.

Кроме того, оборудование, содержащее радиоактивные среды, размещается в герметичных боксах, а весь первый контур заключён в герметичную оболочку, предотвращающую попадание радиоактивных веществ в окружающую среду при аварийных ситуациях.

Для АЭС с реактором ВВЭР согласно требованиям нормативных документов максимальная проектная авария (МПА) представляет собой разрыв одного из четырёх главных циркуляционных трубопроводов диаметром 850 мм с двухсторонним истечением теплоносителя первого контура при работе реактора на номинальной мощности.

Суммарная активность радиоактивных веществ, попадающих в атмосферу при МПА, может достигнуть 7000 Кюри, из которых почти 98% приходится на инертные газы, 1,9% на сравнительно короткоживущий йод-131 и только тысячные доли процента общей активности приходится на цезий-137.

Результаты расчёта радиационной обстановки по следу прохождения облака выброса показывают, что максимальное значение дозы внешнего облучения на открытой местности и наихудших погодных условиях за пределами трёхкилометровой зоны будет не более 130 мбэр за первый год после аварии, что составляет 26% допустимого предела.

Потребление после МПА воды Дона, Цимлянского водохранилища и подземных источников также не представляет никакой опасности.

Влияние последствий аварии на растительный и животный мир не будет проявляться даже в границах санитарно-защитной зоны АЭС (3 км).

Поэтому радиационные последствия для населения по внешнему облучению всего тела и внутреннему облучению органов и тканей за счёт дыхания не будут представлять опасности для здоровья.

Единственным мероприятием по снижению дозовых нагрузок, целесообразность осуществления которого представляется обоснованной, может оказаться введение режима временного (не более 40 дней) ограничения на потребление мяса и молока, произведённых в пределах 20 км по следу выброса. К тому же переработка продуктов с фактическим превышением допустимых уровней загрязнений и последующее их предпродажное хранение в течение 2-3 месяцев (до распада йода-131) позволит полностью избежать потерь продуктов питания местного производства.

Таким образом, серьёзных проблем для района размещения АЭС при максимальной проектной аварии не возникает.

Запроектные аварии

В проекте РоАЭС рассмотрены возможные последствия 4-х аварий, называемых запроектными (ЗА), т.е. аварий, вызванных не учитываемыми в проекте событиями или сопровождающихся дополнительными отказами систем безопасности, которые могут привести к тяжёлым разрушениям активной зоны.

К таким авариям отнесены:

авария с течью теплоносителя 1-го контура в объём защитной оболочки при проектном функционировании систем безопасности и отказе защитной оболочки (ЗА-1);

аварии с течью теплоносителя 1-го контура и отказами некоторых систем аварийного охлаждения (ЗА-2);

аварии с обесточиванием станции и не запуском трёх дизелей систем безопасности в течение первых суток (ЗА-3);

аварии с течью теплоносителя 1-го контура во 2-ой контур (ЗА-4).

К наиболее тяжёлым последствиям с точки зрения радиационных поражений может привести запроектная авария третьего типа (ЗА-3). При ЗА-3 тяжёлые повреждения ядерного топлива обусловливаются прекращением охлаждения активной зоны реактора, вызванным полным обесточиванием АЭС, но защитная оболочка блока сохраняет проектную степень герметичности. Продолжительность выброса с учётом управления аварией составляет 1 сутки. Именно при этой аварии возможен максимальный выход цезия-137, достигающий 1650 Кюри при общей активности выброса около 580000 Кюри.

Защитные мероприятия:

укрытие населения на период прохождения радиоактивного облака выброса рекомендовано в зоне радиусом 6 км от АЭС по следу выброса и только для запроектных аварий ЗА-3;

йодная профилактика в радиусе 12 км от АЭС по следу облака для детей и беременных женщин и в зоне радиусом 6 км от АЭС для взрослого населения. Обязательной эта мера становится в радиусе 4 км от АЭС по следу облака выброса для запроектной аварии ЗА-3;

временная эвакуация на 2-3 месяца детей и беременных женщин в зоне протяжённостью 4,7 км от АЭС по следу облака (только при запроектной аварии третьего типа);

ограничение потребления загрязнённых продуктов местного производства, исходя из доз внутреннего облучения щитовидной железы, могут превысить 30 км от АЭС по следу облака, но этот вид радиационного воздействия связан с поступлением в пищевые цепочки йода-131 и ограничен всего 2-3 месяцами после аварии.

В связи с тем, что ширина следа при рассматриваемых сценариях аварий не превышает 4 км, то на загрязнённую территорию попадает незначительная часть сельскохозяйственных угодий, расположенных в 30-километровой зоне, что определяет и небольшую долю загрязнённой продукции.

Оценка степени загрязнения при запроектных авариях основных открытых водоёмов (река Волга, Саратовское водохранилище) показывает, что возможное увеличение дозы за счёт потребления воды без предварительной очистки составит не более 6% от допустимого предела.

Подземные воды в пределах 30-километровой зоны можно также считать относительно защищёнными, поскольку узкий след выброса будет определять локальность загрязнения водоносного горизонта, что с учётом последующего разбавления не приведёт к существенному загрязнению поверхностных вод, питаемых подземными источниками.

Только для представителей растительного и дикого животного мира запроектные аварии 2-го и 3-го типов могут иметь заметные последствия в пределах 5-7 км от станции. Однако эти изменения будут носить достаточно локальный характер и уже через несколько лет будут скомпенсированы естественными процессами.

Таким образом, ни в одном из рассмотренных 4-х сценариев запроектных аварий на энергоблоках АЭС последствия этих аварий не могут представлять серьёзной радиологической опасности для населения, проживающего в районе размещения АЭС, или создать трудноразрешимые проблемы в своевременной организации необходимых профилактических и защитных мер.

Аварии, вызванные разрушением реактора АЭС обычным оружием

Под разрушением АЭС понимают вывод АЭС из строя, в результате чего происходит:

полное расплавление топлива активной зоны реактора;

полное или частичное разрушение защитной оболочки;

вывод из строя технических мер безопасности;

В результате выброса радиоактивных веществ в атмосферу создаются условия, при которых возможно облучение населения выше установленных пределов.

При авариях, вызванных разрушением реактора обычным (неядерным) оружием произойдет выброс веществ в атмосферу, в результате чего возникнут зоны радиоактивного заражения, размеры которых будут значительно больше, чем при других авариях.

По степени заражения местности и возможным последствиям внешнего облучения на зараженной местности выделяют следующие зоны радиоактивного заражения:

радиационной опасности;

умеренного загрязнения;

сильного загрязнения;

опасного загрязнения;

чрезвычайно опасного загрязнения;

Эти зоны характеризуются дозами излучения на местности, накапливаемыми в течение первого года после аварии. В зависимости от разрушения реактора возможен выброс до 50 % накопленной активности. Так при выбросе 50 % активности максимальные размеры зоны радиационной опасности могут достигать 438 км в длину, зона образуется в течение примерно 60 часов с начала аварии (через 2,5 суток), при этом население в самой отдаленной точке зоны уже на 10 сутки с момента облучения получат годовые дозы облучения - 6,6 мЗв (при допустимой 5 мЗв), а в течение года полученная доза составит до 50 мЗв.

Максимальные размеры зоны умеренного загрязнения составят 123 км, зоны сильного загрязнения -24,4 км, зоны опасного загрязнения 9 км.

При выбросе 50% активности город Балаково попадает полностью в зону сильного загрязнения. При этом радиоактивное газо-аэрозольное облако достигнет города через 2 часа (при скорости ветра 2 м/c).

Готовность к ликвидации аварии

Важную роль в процессе управления и ликвидации аварий играет организация работ, под которой подразумевается меткое распределение обязанностей, координация и взаимодействие.

Поскольку ведение технологического процесса на АС осуществляется оперативным персоналом, на него возложена основная работа по управлению и ликвидации аварий. Ответственными руководителями работ в сменах являются начальники смены станции (НСС) и начальники смен блоков (НСБ). Главным координатором всех аварийных работ до прибытия на АС руководства является НСС.

После прибытия на станцию руководства АС и группы технической поддержки (ГТП) специалисты последней берут на себя углубленный анализ аварийной ситуации и радиационной обстановки на станции, а общее руководство работами по ликвидации аварии один из первых руководителей АС (чаще всего - главный инженер или директор). На основании углубленного анализа, выполняемого ГТП, вносятся, если это требуется, коррективы в действия оперативного персонала станции.

В случае обнаружения признаков серьезной радиационной аварии НСБ совместно с НСС идентифицируют создавшуюся на АС обстановку. НСС срочно докладывает об этом руководству АС, дежурному диспетчеру концерна "Росэнергоатом", начальнику региональной инспекции Госатомнадзора России и организует выполнение первоочередных противоаварийных мер. По результатам анализа полученной информации руководство АС (а в его отсутствии - НСС) могут объявить на АС режим "Аварийная готовность" или "Аварийная обстановка". Административное руководство АС, при необходимости, вводит в действие и организует выполнение "Планов мероприятий по защите персонала в случае радиационной аварии на АС"

Действия оперативного персонала и руководства АС при возникновении или угрозе возникновения аварийной ситуации, а также порядок объявления "Аварийной готовности" или "Аварийной обстановки" регламентируется государственным "Положением о порядке объявления аварийной обстановки, оперативной передачи информации и организации экстренной помощи АС в случае радиационно-опасных ситуаций".

Схема оперативного управления при авариях на АЭС

Мероприятия по защите населения в случае радиационной аварии проводятся в 3 этапа:

На первом этапе (в течение 1-х суток после начала аварии):

определение территории, подвергшейся радиационному воздействию и радиоактивному загрязнению;

выявление группы населения, находящейся на этой территории;

оценка дозы облучения щитовидной железы и внешнего облучения;

проведение йодной профилактики, укрытие, частичная или полная

эвакуация населения;

временное запрещение использования свежего молока местного производства.

На втором этапе (2-7 суток):

уточнение доз внутреннего и внешнего облучения;

измерение содержания радиоактивного иода в щитовидной железе у достаточно представительной группы населения (не менее 10 % всех людей, находящихся в зоне радиоактивного загрязнения);

выборочный контроль за содержанием радиоактивных веществ в пробах внешней среды и продуктах питания (молоко, питьевая вода, зеленые овощи).

На третьем этапе (после 7 суток):

дальнейшее уточнение радиационной обстановки и доз облучения населения;

в течении последующих 4-6 недель - контроль за содержанием радиоактивного иода в щитовидной железе людей и в коровьем молоке.

Безопасность АС обеспечивается за счет последовательной реализации принципа глубоко эшелонированной защиты. В системе таких мер важную роль играет подготовка и, при необходимости, четкое осуществление планов аварийных мероприятий на площадке АС и за ее пределами. На каждой АС до завоза ядерного топлива разрабатываются и согласовываются с Генеральным проектировщиком, органами надзора и местными органами Министерств внутренних дел и по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий планы мероприятий по защите персонала и населения в случае аварии на АС, учитывающие радиационные последствия аварий.

Мероприятия по защите персонала в соответствии с указанными
планами подлежат выполнению на территории АС и в пределах
санитарно-защитной зоны. При составлении конкретных планов защиты персонала и населения учитываются возможные последствия я) наиболее тяжелых аварий на АС.

В планы защиты персонала и населения включаются мероприятия на случай общей радиационной аварии с учетом утвержденных вариантов тяжелых аварий, а также конкретных и местных особенностей АС.

На АС организуется и проводится необходимая подготовительная и регулярная профилактическая работа по обеспечению готовности АС к действиям на случай радиационной аварии. Ежегодно проводятся специальные тренировки и не реже 1 раза в 3 года комплексные учения, в которых участвуют все вовлеченные организации и формирования.

В планах указываются основные критерии для принятия решения о необходимости остановки работающих (неповрежденных) энергоблоков АС, а также предусматриваются меры по защите персонала, осуществляющего их эксплуатацию и техническое обслуживание. Кроме того, в них в качестве дополнительных мероприятий предусматриваются действия по защите персонала при авариях, не повлекших за собой выхода радиоактивных веществ в производственные помещения, на территорию площадки АС и в окружающую среду (пожар, землетрясение, наводнение, выброс сильнодействующих ядовитых веществ и др.).

Планы защиты персонала и населения

В планы защиты персонала и населения включаются следующие вопросы:

основные исходные данные для планирования защиты персонала конкретной АС (характеристики энергоблоков и их состояния, географические особенности площадки, наличие строительных, монтажных и других организаций);

порядок оповещения и информирования, а также приведения в готовность органов управления и групп технической поддержки и оказания помощи станции в аварийной ситуации;

меры противорадиационной защиты;

противопожарное обеспечение;

медицинская помощь;

эвакуационные мероприятия;

физическая охрана АС и поддержание общественного порядка;

материальное и техническое обеспечение;

взаимодействие подразделений АС с формированиями гражданской обороны и отраслевым кризисным центром.

Планы предусматривают координацию действий станционных и региональных формирований гражданской обороны, специальных подразделений министерства обороны, центральных и местных органов власти, а также министерств и ведомств, участвующих в защите населения и ликвидации последствий аварии за пределами СЗЗ АС.

В планах мероприятий по защите персонала и населения четко устанавливаются степень и сроки готовности персонала, формирований гражданской обороны, аварийно-технических центров и других привлекаемых сил, а также используемых технических средств для действий по защите персонала и населения в случае аварии на АС. В этих планах первоочередное внимание уделено определению организации и схеме оповещения об авариях и о начале осуществления планов.

Безопасность при снятии радиоактивного оборудования с эксплуатации

Снятие с эксплуатации энергооборудования АС - процесс неизбежный и аналогичный снятию с эксплуатации блоков традиционных (тепловых) станций. Однако специфика АС требует тщательной организационной, научной и технологической проработки и подготовки выполнению работ, а также заблаговременного накопления финансовых и технических ресурсов на эти цели. В частности, до начала выполнения работ необходимо построить дополнительные хранилища для радиоактивных отходов, изготовить специальные инструменты, оснастку и транспортные средства.

Очевидно, что снятие энергооборудования с эксплуатации - процесс длительный, включающий в себя прохождение ряда этапов демонтажа. Наличие на АС радиоактивных продуктов и, следовательно, наличие риска облучения персонала, утечки этих продуктов в окружающую среду требует предусмотрения специальных мер по обеспечению безопасности, снижающих этот риск до минимума.

Технологическая последовательность снятия с эксплуатации энергооборудования российских АС соответствует подходу, принятому в международной практике, и включает в себя следующие этапы:

останов оборудования.

временная выдержка (консервация) оборудования.

длительная выдержка оборудования в безопасном состоянии.

демонтаж и захоронение оборудования энергоблоков.

Частичный демонтаж оборудования

Частичный демонтаж радиоактивного оборудования и его захоронение в штатных или дополнительных хранилищах ("могильниках") на территории промплощадки производится на всех энергоблоках АС, снимаемых с эксплуатации. При этом демонтируется все то оборудование и трубопроводы, которые не могут быть использованы и не требуют специальной технологии и особых мер для выполнения демонтажных и транспортных операций. Реализация частичного демонтажа радиоактивного оборудования начинается по мере разворота дезактивационных работ.

8.2 Охрана труда

Охрана труда на рабочем месте при монтаже оборудования атомных станций

Охрана труда является важной составляющей производственной деятельности монтажных организаций.

Требования по созданию безопасных и здоровых условий труда на предприятиях и в организациях закреплены российским законодательством.

Администрация обязана внедрять современные средства техники безопасности и охраны труда.

Производственные процессы ведутся в соответствии с утвержденными регламентами и технологической документацией на них.

Электросварочные работы должны производиться в соответствии с ГОСТ 12.1.013.-78.

Электросварочные работы в замкнутых пространствах и емкостях должны производиться не менее двумя рабочими и только при наличии письменного наряда-допуска, причем наблюдающий за работой сварщика должен иметь не ниже первой квалификационной группы по технике безопасности и находиться вне свариваемой емкости. Электросварщик, работающий внутри емкости, снабжается предохранительным поясом с веревкой, конец которой длинной не менее 2 м должен находиться вне емкости у наблюдающего, а также диэлектрическими перчатками, галошами, ковриком и резиновым шлемом.

Электросварочные установки, применяемые для сварки внутри металлических емкостей, оснащаются устройством автоматического отключения напряжения холостого хода или ограничения его до 12 В с выдержкой времени 0,5 с. Обратный провод от свариваемого изделия изолируется так же, как и провод, присоединенный к электродержателю.

Для удаления газов, образующихся в процессе сварки, обеспечивается вентиляция рабочей зоны; в противном случае сварка производится в шланговом противогазе.

Применение при электросварке защитных газов имеет свои особенности. Защитный газ - аргон нетоксичен, но способен вытеснить кислород из воздуха и накапливаться в нижних невентилируемых зонах. Уменьшение содержания кислорода в воздухе ниже 19% снижает нормальную работоспособность, а при содержании его ниже16% вызывает потерю сознания работающего. Кроме того, сварка в среде защитного газа сопровождается интенсивным ультрафиолетовым излучением, вызывающим ожоги незащищенного кожного покрова. Учитывая эти особенности, сварочные работы в зоне выделения аргона необходимо производить только после устройства отсоса газов из нижней части емкостей, с выбросами вытяжными вентиляторами за пределы цеха.

При сварке хромоникелевых нержавеющих сталей для удаления пыли и газов, образующихся при сварке, следует устраивать местную вентиляцию. Для вентиляции замкнутых помещений должны предусматриваться не менее двух временных люков.

В процессе работы газосварщиков (газорезчиков) в замкнутых или полузамкнутых сосудах устанавливается строгий контроль за тем, чтобы не было утечек горючего газа и кислорода из аппаратуры и шлангов.

Для освещения применяются переносные лампы напряжением 12 В во взрывоопасном исполнении.

Во всех случаях работы в особо опасных помещениях и замкнутых пространствах напряжение для электрифицированного инструмента не должно превышать 36 В. Запрещается вносить переносные понижающие трансформаторы и преобразователи внутрь емкости.

По окончании работы в закрытых емкостях и замкнутых пространствах, прежде чем закрыть люки, лазы и двери боксов необходимо удостовериться, не остались случайно кто-либо из рабочих, материалы, инструмент и т.д.

8.3 Инженерные решения по обеспечению безопасности

Расчет освещенности помещения машинного зала.

Дано:

Размеры цеха:

Длинна 120м.

Ширина 60м.

Общая площадь S2=120·60=7600 м²

Светопроницаемость Емин=4250лк.

Отражение:

От расчетной поверхности Рр=10%.

От потолка Рр=50%.

От стен Рст=30%.

Удельная мощность W=15,6Вт/м2.

Найти общую площадьWобщ=?

Решение:

Рисунок 8.1Схема расположения светильников

S2=120·60=7600 м²,

Wобщ=W·S=15,6·7200=112320 Вт,л= Wобщ/(nсв·nл)=112320/( 336·4)=83,5 Вт,

где nсв- число светильников,л-число ламп в светильнике.

В качестве единицы осветительного оборудования принимаем лампу ЛБ-80 со световым потоком 4320 лм. Расчет обеспечения и отключение нулевого провода сечением 0,11 Ом. Проверим, обеспечивает ли отключение схемы нулевой провод, сопротивлением Z1=0.11 Ом.

Полное сопротивление петли фазой - нулевой провод на 1 км.

.  (8.1)

Ом/км.

где - принято равным 0,6 Ом/км;Ф и RH взяты на участке L = 0,2 км.

 (8.2)

Ом.

На участке L1+L2=0.35 км.

Ом.

Ток короткого замыкания при пробое на корпус электродвигателя 1:

А.

Электродвигателя 2:

А.

Необходимый для отключения ток короткого замыкания при пробое на корпус электродвигателя 1

А.

Электродвигателя 2

А.

Выбранный нулевой провод обеспечивает отключение схемы.

Рисунок 8.2 - Схема для расчета зануления

Расчет и проектирование естественной вытяжки.

Независимо от наличия вентиляционных устройств и отсутствие вредных выделений помещение машинного зала должны иметь устройства для проветривания. Для усиления естественной тяги при удалении воздуха служат дефлекторы. Существуют различные методы расчета дефлекторов. На рисунке 6.2 приведены характеристики дефлекторов, полученные путем продувки дефлектора в аэродинамической трубе: на оси абсцисс нанесены отношения скорости воздуха в патрубке дефлектора к скорости ветра ; на оси ординат - отношения разрежения в патрубке дефлектора Рдеф к давлению ветра РВ.

   (8.3)

где ρ - плотность воздуха, кг/м3; - ускорение свободного падения, м/с.

Рисунок 8.3 - Характеристики дефлектора

Величина  характеризует развиваемое дефлектором давление, а  - перемещаемый объем воздуха.

А- безмерная

Пример подбора дефлектора для удаления из машинного зала воздуха в объеме 3000 м3/ч при расчетной скорости ветра 5 м/с. Скорость движения воздуха в шахте Vдеф=0,4 м/с при VB = 5м/с.

Диаметр шахты для установки дефлектора.

  (8.4)

Рисунок 8.4 - По величине D0 принимают дефлектор Т28

Если диаметр большой дефлектора, то вместо одного можно брать два и более. Дефлекторы устанавливаются в наиболее высоких точках, чтобы обеспечивать срыв ветром потока с кромок внешнего цилиндра.

9. Охрана окружающей среды

.1Экологическая характеристика объекта

Актуальность вопроса в дипломном проекте

Техногенные воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации атомных электростанций многообразны. Обычно говорят, что имеются физические, химические, радиационные и другие факторы техногенного воздействия эксплуатации АЭС на объекты окружающей среды. Отметим важность не только радиационных факторов возможных вредных воздействий АС на экосистемы, но и тепловое и химическое загрязнение окружающей среды, механическое воздействие на обитателей водоемов-охладителей, изменения гидрологических характеристик прилежащих к АС районов, т.е. весь комплекс техногенных воздействий, влияющих на экологическое благополучие окружающей среды.

На рисунке 9.1 показана схема источников загрязнения окружающей среды энергоблока Балаковской АЭС:

Рисунок 9.1схема источников загрязнения окружающей среды.

- вентиляционная труба; 2 - ремонтная мастерская; 3 - операторная;

- блок обслуживания

Анализ схемы и исходные данные для расчёта

Атмосфера: в связи с отсутствием процессов сжигания органического топлива загрязнение атмосферы отсутствует;

Гидросфера загрязняется следующими вредными выбросами:

)Стоки от уборки помещений (1.0 т/сут при S>1000м2),(Na);

)Стоки от душевых (из расчета 0.18 т/сут на человека), (Na);

)Стоки от непрерывной продувки парогенератора отсутствуют в связи с применением замкнутой схемы ХВО, образующиеся отходы захороняются.

Литосфера загрязняется следующими вредными отходами:

класс опасности - люминесцентные лампы (6шт на 20м^2).

класс опасности - отсутствует.

класс опасности - ремонтные отходы (в количестве 12 т/год- изоляция; по данным предприятия) и ветошь- (из расчета 0.003 т/год на человека);

класс опасности - ремонтные отходы (в количестве 32 т/год- металл; по данным предприятия) и производственные отходы- (из расчета 0.01 т/год на м2 помещений и территории);

класс опасности - отсутствует, так как запрещается принимать пищу на рабочем месте.

Плата предприятием за ущерб окружающей среды определяется по формуле (руб/год):

y_i = δ_i ·η_i ·Мзв._i·Пзв._i  (9.1)

δ_i= δ_iпов ·δ_iпон ·δ_iинф - коэффициент, повышающий или понижающий плату

δ_iпов =1.2 - для населенных пунктов;

δ_iпон =0.3 - при наличии природоохранных мероприятий;

δ_iинф =1,79 - коэффициент инфляции;

η_эк= -коэффициент учитывающий экологическую ситуацию в регионе;

Мзв._i - количество загрязняющих веществ;

Пзв._i - плата нормативная;

.2 Защита атмосферы от загрязнения вредными выбросами

В связи с отсутствием на предприятии вредных выбросов в атмосферу данный расчет отсутствует.

.3 Защита гидросферы от загрязнения вредными выбросами

При длине машзала 120м и ширине 55м. его общая площадь составляет:

м·55м=6600 м2(принимаем коэффициент 1.0).

При численности рабочего штата, обслуживающего турбинное отделения 120чел., Мзв=120·0.18=21.6+1=22,6 т/сут.

У_г=2,15∙1.32∙22,6∙21140=1355894 (руб).

эк=1.32.

.4 Защита литосферы от загрязнения вредными выбросами(Ул)

Стоимость тонны отходов 1 класса -1740 (руб).

Из расчёта 6 ламп на 20 м^2 помещения общий вес л/ламп - Мзв=0.0348 (тонн).

У_л1=2,15∙1.9∙0,0348∙1740=247 (руб).

Стоимость отходов 3 класса -500 (руб).

Мзв=120·0.003=0.36+12=12,36( т/год на человека).

У_л3=2,15∙1.9∙12,36∙500=25245 (руб).

Стоимость тонны отходов 4 класса -250 (руб)

Мзв=6600·0.01=66+32=98 (тонн).

У_л4=2.15∙1.9∙98∙250=100082 (руб).

эк=1.9.

У_л=247+25245+100082=125574 (руб).

.5 Эффективность природоохранных мероприятий по защите окружающей среды

Общая плата за ущерб окружающей среды(тыс.руб./год):

У_общ=У_а+У_г+У_л  (9.2)

У_общ = 0+1355894+125574=1481468(руб/год).

Плата за ущерб окружающей среды с ПОМ

У_л1=0,6444∙1.9∙0,0348∙1740=74 (руб).

У_л3=0,6444∙1.9∙12,36∙500=7567 (руб).

У_л4=0,6444∙1.9∙98∙250=29997 (руб).

У_помл= 74+7564+29997=37635 (руб).

Для гидросферы:

У_помг= 0.6444∙1.32∙22,6∙21140=406389 (руб).

Для атмосферы - не рассчитывается.

Общая плата за ущерб окружающей среды с ПОМ, (тыс.руб./год)

Упом _общ=0+37635+406389=444024 (руб).

Экономический эффект на предприятии от внедрения Природоохранных мероприятий:

Э_пом=(У_общ-Упом_общ)= 1481468 -43865=1037444 (руб).

Экономический эффект от внедрения Природоохранных мероприятий на предприятии составил 1037444 (руб.).

9.6 Природоохранные мероприятия по защите окружающей среды

Рекомендуется применить следующие природоохранные мероприятия:

В машинном зале используется комплекс очистных и перерабатывающих агрегатов, работа которых направлена на исключение утечек и проливов технических и технологических сред, а также имеется комплекс по утилизации (чистых) отходов.

Одним из примеров очистных сооружений является используемая в данное время на АЭС система нейтрализации сточных вод химцеха.

Нейтрализация сточных вод химцеха:

После промывки в фильтра проводится химическая обработка сточных вод. Вода после Н-катионирования и щелочная вода после анионирования направляется в баки-нейтрализаторы, где происходит их взаимная нейтрализация.

10. Расчёт ожидаемых технико-экономических показателей модернизированного энергоблока АЭС 1000 МВт

Расчет КПД

КПД цикла на номинальной нагрузке:

, где

l=624,1 [кДж/кг] - работа цикла (из раздела 3.2)

Электрический КПД брутто на номинальной нагрузке:

Определяем КПД брутто на номинальной нагрузке:

 - КПД теплового потока 1-го контура.

 - КПД теплового потока 2-го контура.

 - КПД реактора.

 - КПД парогенератора.

Определяем КПД нетто АЭС на номинальной нагрузке:

КПД цикла на пониженной нагрузке:

, где

l=625,4 [кДж/кг] - работа цикла (из раздела 3.2)

Электрический КПД брутто на пониженной нагрузке:

Определяем КПД брутто на пониженной нагрузке:

Определяем КПД нетто на пониженной нагрузке

Средний КПД-брутто станции

Расчет годового водопотребления

Расход циркуляционной воды одним блоком на номинальной нагрузке:

Расход циркуляционной воды одним блоком на пониженной нагрузке:

где  - энтальпии до и после конденсатора (из раздела 3.2)

Таблица 10.1Потребители воды на АЭС

Годовое водопотребление станцией на номинальной нагрузке:

Годовое водопотребление станцией на пониженной нагрузке:

Общее водопотребление:

Расчет потребления электроэнергии на собственные нужды станции:

Таблица 10.2Основные потребители собственных нужд блока

Доля собственных нужд:

Таблица 10.3Исходные данные для расчета технико-экономических показателей:

Капиталовложения в энергоблок АЭС:

Годовой расход ядерного топлива:

.

Расчет себестоимости электроэнергии.

Затраты на топливо:

.

Затраты на ремонт:

Другие материальные затраты

Суммарные материальные затраты

Затраты на заработную плату:

Отчисления на социальные нужды:

Амортизационные отчисления:

Плата за ПДВ и др.

Налог на имущество:

Другие федеральные и местные налоги (земельный налог, водный налог):

Общестанционные издержки:

Себестоимость отпущенной потребителю электроэнергии:

Таблица 10.4Технико-экономические показатели

Заключение

Целью данного дипломного проекта является является модернизация парогенератора ПГВ-1000М энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.

Среди основных задач, которые были рассмотрены в дипломном проекте, можно выделить следующие:

проведено технико-экономическое обоснование варианта модернизации парогенератора.

выполнены тепло-технологические расчеты, обосновывающие работоспособность, надежность, безопасность и эффективность оборудования второго контура АЭС.

разработана схема электроснабжения сетевого и конденсатного насосов ТФУ и выбрано основное электротехническое оборудование.

разработана схема автоматизации объекта регулирования.

проведена оценку воздействия АЭС на окружающую среду и разработаны меры по защите ОС.

обоснованы мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации АЭС.

В качестве специального вопроса выполнен расчет процессов циркуляции в парогенераторе модернизированного типа.

Проведен расчет ожидаемых технико-экономических показателей модернизированного энергоблока АЭС 1000 МВт.

Список используемых источников

энергоблок парогенератор модернизированный

1Пуско-наладочные работы, промышленные тепловые и сепарационные испытания и исследование теплогидравлических характеристик парогенераторов в период ввода в эксплуатацию и освоения проектной мощности 1 блока Балаковской АЭС. ВНИИАМ, 1987 год.

Структура атомной энергетики с учетом производства энергии помимо электри-чества / Александров А.П., Легасов В.А., Сидоренко В.А. и др. - Атомная энергия, 1977, т. 43, вып. 6, 456 с.

Технико-экономические аспекты осуществления централизованного теплоснабжения от атомных котельных / Емельянов И.Я., Батуров Б.Б., Корытников В.П. и др. - Атомная энергия, 1979, т. 46, вып. 1, 63 с.

Теплофикационные установки и их использование: Учеб. пособие для теплоэнергет. спец. Вузов. / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов, Ю.М. Хлебалин. - М.: Высшая школа, 1989. - 256 с.: ил.

Системы турбинного отделения. Часть 1. Основные, обеспечивающие, вспомогательные системы. Концерн «Росэнергоатом». Балаковская Атомная Электростанция.

Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Технические условия ТУ 108.1055-82.

Чеповский М.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по курсу «Атомные электрические станции», Обнинск, 1980.

Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Энергоатомиздат, 1984.

Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1984.

Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций. М.: Энергия, 1973.

Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Анализ опыта эксплуатации СРК, предложения, расчеты. № Д-5909. НПО «Турбоатом».

Турбина паровая К-12-10ПА. Технические условия ТУ 5.432-9665-86.

Основное оборудование реакторного отделения. Концерн «Росэнергоатом». Балаковская Атомная электростанция.

Региональная эффективность проектов АЭС / Под общ. ред. П.Л. Ипатова. - М.: Энергоатомиздат, 2005. - 228 с.: ил.

Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. - М.: Энергоатомиздат, 2001. - 348 с.

Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика. - Энергоатомиздат, 1984. - 440 с.

Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

Устройство, проектирование и эксплуатация схем электроснабжения собственных нужд АЭС / Ю.Б. Гук, В.М. Кобжув, А.К. Черновец. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 296 с.

Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.: ил.

Расчет и проектирование установки по огневому обезвреживанию промышленных сточных вод: Методические указания / сост.: Ю.В. Мусатов, В.Г. Прелатов, А.В. Рыжов. Саратов: СГТУ, 2004. - 28 с.

Охрана атмосферного воздуха от загрязнений: Метод. указ. к дипломному проектированию / Сост.: В.В. Каштанов, С.В. Артемьев. Саратов: СГТУ, 1999. - 33 с.

О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ, сбросы загрязняющих веществ в водоемы, размещение отходов производства и потребления: Постановление Правительства РФ № 344 от 12.06.2003 г.

Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. Руководящий документ РД 34.03.201-97. М.: Научно-учебный центр ЭНАС, 1997. - 233 с.

Парогенератор с опорами. Пояснительная записка. 320.05.00.00.000 ПЗ. ОКБ “Гидропресс”, 1979 год.

Программа-методика сепарационных испытаний реконструированной системы раздачи питательной воды ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

Термодинамические свойства воды и водяного пара. Вукалович М.П.

Экономические расчеты производственного участка. М.Л.Макальская, А.Ю.Денисов. Москва, 1998г.

Программа-методика теплохимических испытаний реконструированной системы раздачи питательной воды ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

Технические решения о модернизации системы водопитания и паросеперационной схемы на ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.