Теплообменник Na-Na устанавливается за радиационной защитой, поэтому Na ІІ контура практически не радиоактивен

Первый контур предназначается для снятия тепла с реактора и передачи его теплоносителю второго контура. В качестве теплоносителя в первом и втором контурах используется натрий. Все оборудование первого контура размещается в едином прочном контуре – интегральная компоновка. В активной зоне 370 ТВС и 27 стержней СУЗ (система управления и защиты реактора).

Большая химическая активность натрия по отношению к кислороду воздуха обусловила применение инертного газа, исключающего непосредственный контакт расплавленного натрия с воздухом. Все натриевые системы выполняются герметичными, а газовые полости над теплоносителем заполняются осушенным и очищенным от кислорода газом, не взаимодействующий с натрием при рабочих температурах (аргон, гелий). Аргон нашел наибольшее применение в реакторах.

Особенность БН: не имеет объемной герметизирующей крышки. Перегрузка ядер топлива осуществляется без вскрытия корпуса реактора под защитой инертного газа с помощью дистанционно-управляемых перегрузочных механизмов, установленных на крышке реактора. Реактор заключен в герметичный стальной корпус, затем в страховочный корпус.

Теплообменник Na-Na устанавливается за радиационной защитой, поэтому Na ІІ контура практически не радиоактивен.

БН – высокотемпературный источник тепла. КПД АЭС с БН составляет порядка 40-50%. Для сравнения АЭС с РБМК, ВВЭР имеют КПД не более 30%.

К достоинствам установки БН относится способность самопроизвольно ограничивать рост тепловыделений в топливе при нарушении рабочего режима. Любое случайное увеличение мощности реактора или температуры приводит естественным образом к увеличению непроизводительной потере нейтронов, уменьшению интенсивности цепной реакции деления, а значит к снижению мощности реактора.

Главным недостатком установки БН является значительное количество единиц оборудования, а, следовательно, большие затраты на сооружение.

Высокие параметры пара могут быть получены в установ­ках с реакторами, охлаждаемыми жидкими металлами. За прототип взята принципиальная тепловая схема третьего блока БАЭС с реактором БН-600 (рисунок 1), выполненная по трехконтурной схеме. В пер­вом и втором контурах теплоносителем является натрий, а в третьем - вода - пар. Особенность рассматриваемой схе­мы - интегральная компоновка первого контура, когда все ос­новное оборудование размещено в общем баке под уровнем жидкого натрия. Пространство над уровнем заполнено инерт­ным газом (аргоном) с давлением 0,3-0,4 МПа. Таким обра­зом, бак реактора одновременно является и компенсатором давления.

Нагретый в активной зоне натрий направляется в верхнюю часть промежуточного теплообменника, и после охлаждения поступает в нижнюю часть бака. Далее натрий, забирается циркуляционным насосом первого контура и по­дается в активную зону. Насос размещен под уровнем натрия, а электрический привод, как и органы управления, реакто­ром, вынесен за крышку бака. В составе первого контура параллельно включены три циркуляционных насоса и шесть промежуточных теплообменников. На выходе каждого насоса установлен обратный клапан. В состав первого контура входят также быстродействующее сбросное устройство, бак с нат­рием, подпиточный насос, арматура - задвижка и систе­ма очищенного инертного газа. Одна из особенностей натрия как теплоносителя - его высокая температура кипения при ат­мосферном давлении (ТВ= 1256 К), поэтому для получения высоких температур в контуре не требуется повышения давле­ния. Оборудование первого контура работает в условиях облучения ионизирующими излучениями высокой интенсивности как со стороны активной зоны, так и со стороны теплоносителя. Второй контур имеет три параллельные петли, каждая из которых включает в себя два промежуточных теплообменника, парогенератор, циркуляционный насос, компен­саторы давления, запорные задвижки, обратные клапаны, сбросные устройства, подпиточный насос, баки натрия, фильтры натрия промежуточного контура. Расход нат­рия в одной петле второго контура 1920 кг/с. Давление натрия во втором контуре выбрано несколько выше, чем в первом, и составляет в газовой полости компенсаторов давления, запол­ненной аргоном, ~ 1 МПа, благодаря чему исключается попа­дание в промежуточный контур радиоактивного натрия при разуплотнении промежуточного теплообменника.

Парогенератор включает в себя испаритель, паропере­греватель и промежуточный пароперегреватель. Причем первичный и промежуточный пароперегреватели по греющей среде включены параллельно и обогреваются натрием второго контура. Промежуточный перегрев горячим тепло­носителем приводит не только к снижению конечной влажно­сти, как при перегреве острым паром в ранее рассмотренных схемах, но и к существенному повышению КПД цикла. Обору­дование второго контура, за исключением парогенератора, ра­ботает на нерадиоактивных средах. Каждая петля второго контура через парогенератор свя­зана с петлей третьего контура.

1 Выбор и обоснование расчетной схемы
Расчетная тепловая схема приведена в приложении Б.

1.1 Выбор конструктивной схемы турбины

В отличие от турбоагрегатов на насыщенном паре турбоагрегаты на перегретом паре имеют значительно меньший удельный расход пара, больший КПД. Турбина (рисунок 2) имеет три цилиндра с промежуточным перегревом пара в парогенераторе после цилиндра высокого давления (ЦВД). Параметры пара на выходе из парогенератора: 500 ⁰С, давление 12 МПа. Благодаря вы­соким параметрам пара в установке оказалось возможным при­менить стандартные турбины, используемые и на тепловых электростанциях.

Перегретый пар из парогенератора поступает в ЦВД тур­бины, вращающей электрогенератор, расширяется и направляется в модуль пароперегревателя парогенератора. Далее пар посту­пает в ЦСД и ЦНД, а затем в конденсаторы. Давление отработавшего пара 4 кПа.

Цилиндры высокого давления турбин, работающих на перегретом паре, выполняются обычно двухкорпусными. Наружный корпус ЦВД имеет входные и выходные патрубки. Ротор ЦВД - дисковый цельнокованый. Цилиндры среднего давления турбин перегретого пара могут выполняться как однопоточными, так и двухпоточными. Для турбин, работающих на перегретом паре, также как и для любых других турбин, за исключением турбин с противодавлением, приходится иметь дело с работой на влажном паре. Правда для турбин на перегретом паре это относится только к последним ступеням. Влияние влажности пара сказывается на тепловой экономичности установки. Влажность пара отрицательно влияет на работу турбины, вызывая эрозию лопаток.

ЦВД – цилиндр высокого давления, ЦСД – цилиндр среднего давления;

ЦНД –цилиндр низкого давления, ЭД –электродвигатель, ПГ- парогенератор

Рисунок 2 – Схема турбины

Данные для построения i-s диаграммы (приложение В) расширения пара в турбине приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры i-s диаграммы

ТочкаР, МПаt, °Сi, кДж/кгAPa=Po=12ta=to=5003340a'Pa'=0,95Pa=11,4ta'≈ta=5003345a''Pa''=Pразд=0,2Pa'=1,71ta''=ts(Pa'')=2252850bPb=Pразд=Pa''=1,71tb=ts=2602930cPc=0,95Pb=1,63tc= ts=4803430c'Pc'=0,95Pc=1,54tc'=tc=4803435c''Pc''=0,2Pc'=0,23tc''=ts=2052900dPd=Pc''=0,23td=ts=2502955d'Pd'=0,95Pd=0,218td'≈td=2502960d''Pd''=Pk=0,004td''=ts(Pd'')=292300ePe=Pk=0,004te=ts(Pe)=292366Энтальпия пара определена по i-s диаграмме

Располагаемый теплоперепад:

(H_a)^ЦВД=ia'-ia’’=3345-2850=495 (кДж/кг)

(H_c)^ЦCД=ic’-ic’’=3435-2900=535 (кДж/кг) (1)

(H_d)^ЦHД=id’-id’’=2960-2300=660 (кДж/кг)

Действительный теплоперепад:

(H_i)^ЦBД= (H_a)^ЦBД =4950,95=470 (кДж/кг)

(H_i)^ЦCД= (H_c)^ЦCД =5350,95=408 (кДж/кг) (2)

(H_i)^ЦHД= (H_c)^ЦHД =6600,9=594 (кДж/кг)

Процессы преобразования рабочего тела:

аa’ - потери давления пара при входе в ЦВД турбины;

a’a” – идеальный адиабатический процесс расширения пара ЦВД;

a’b - характеризует действительное расширение пара в ЦВД;

bc - характеризует процесс перегрева пара;

cc’ - потери давления пара при входе в ЦСД турбины;

c’c” – идеальный адиабатический процесс расширения пара ЦCД;

c’d-характеризует действительное расширение пара в ЦCД;

dd’ -потери давления пара при входе в ЦНД турбины;

d’d” – идеальный адиабатический процесс расширения пара ЦHД;

d’е - характеризует процесс расширения пара в ЦНД.

1.3 Описание испарительной установки с охладителем продувочной воды

Схема испарительной установки с охладителем продувочной воды представлена на рисунке 2.

4

2

6

7

12

10
11

9
8

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

Принципиальная схема системы конденсата приведена на рисунке 4.

К – главный конденсатор турбины, ОД – охладитель дренажа;

КН – конденсатный насос;

ПНД1-ПНД4 – регенеративные подогреватели низкого давления;

ОЭ – эжектор-охладитель отсоса смеси из ГК;

БОУ – блочно-очистная установка;

ЭУ – эжектор-охладитель отсоса смеси из уплотнений турбин;

СМ – смеситель.

Рисунок 3 - Принципиальная схема системы конденсата
Замкнутость пароводяного цикла тепловых электростанций предопределяет необходимость конденсации всего расхода пара, проработавшего в турбине. Этот процесс осуществляется в конденсационной установке при постоянном давлении за счет подогрева охлаждающей воды, температура которой ниже температуры насыщения пара. Основная задача конденсационной установки – установление и поддержание разрежения в выхлопном патрубке турбины, а тем самым и внутри конденсатора.

Конденсация пара в конденсаторе происходит за счет нагрева циркуляционной охлаждающей воды от начальной температуры t_ох1 до конечной t_ох2, поэтому температура конденсации должна превышать t_ох2 и может лишь приближаться к ней. Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор t_ох1 в зависимости от выбранной системы технического водоснабжения и месторасположения станции меняется от 0 до 15С в зимнее время и от 15 до 30С в летнее.

Температура (давление) конденсации в наибольшей степени зависит от начальной температуры охлаждающей воды и, следовательно, от источника и системы водоснабжения, а также от времени года.

В конденсатор поступает не только влажный пар из последних ступеней, но и воздух через неплотности в соединениях корпуса конденсатора с выхлопным патрубком турбины и ряд других мест.

Воздух отсасывается пароструйным эжектором. Пар пароструйного эжектора подводят из отборов турбин или от испарителей повышенного давления. Можно использовать и выпар деаэраторов повышенного давления, это целесообразно, т.к. ликвидируется лишний элемент – охладитель выпара, а расход пара с выпаром практически равен расходу, требующемуся для работы основных эжекторов.

Для выброса воздуха его давление за эжектором должно быть выше атмосферного. При этом воздух выбрасывается через систему технологической вентиляции.

Пароэжекторные охладители всегда устанавливают непосредственно после конденсатного насоса, т.е. первыми по ходу конденсата в регенеративной системе. Использование теплоты конденсации пара эжекторов в системе регенерации обязательно, т.к. оно не так мало: турбинный конденсат подогревается в этих теплообменниках на 3-5С для конденсационных станций.

Кроме основного эжектора устанавливают специальный пусковой эжектор, включаемый в процессе пуска для удаления воздуха из конденсатора и корпуса турбины, который при ее холостом ходе также находится под разрежением.

Для уменьшения расхода пара на эжекторы необходимо следить за плотностью конденсатора и за плотностью соединения его корпуса с выхлопным патрубком турбины. В область отсоса газов из конденсатора следует сбрасывать и паровоздушную смесь из ПНД для последующего совместного удаления из системы. Для одноконтурных АЭС следует направлять в область отсоса конденсатора также и охлажденный выпар деаэратора.

Конденсатные насосы выбирают всегда с электроприводом, т.к. потребляемая ими мощность существенно меньше, чем питательных (т.к. у КН существенно меньше производительность и потребный напор). Напор конденсатных насосов определяют, исходя из давления в деаэраторе и преодоления сопротивления всей регенеративной системы и всего тракта от конденсатора до деаэратора.

Подогрев питательной воды за счет теплоты расширяющегося пара называют регенеративным подогревом питательной воды.

Пропуск через регенеративные подогреватели полного количества пара с возвратом его в турбину не применяется из-за возникающей высокой влажности пара в последних ступенях турбины и в связи с его частичной конденсацией в подогревателях. Вместо этого направляют в регенеративные подогреватели часть пара из промежуточных ступеней турбины с полной его конденсацией в подогревателях. Подогреватели нумеруют по ходу воды, а отборы пара, поступающего в них – по ходу пара в турбине. Пар, поступающий в подогреватель, называют отборным.

В схеме установлены подогреватели поверхностного типа. Они отличаются от подогревателей смешивающих способом отвода из подогревателей конденсата греющего пара. Конденсат греющего пара (дренаж) самотеком сливается в подогреватель с меньшим давлением, где вскипает. Чтобы уменьшить вскипание дренажа, его предварительно пропускают через охладители, в которых он охлаждается питательной водой. В схеме с дренажными насосами потери от вскипания дренажа вообще отсутствуют.

Количество регенеративных ПНД определяется экономическими расчетами. Средний подогрев в одном ПНД 15-30С. Оптимальная величина недогрева до температуры конденсации греющего пара (t_s) и тем самым оптимальная величина минимального температурного напора составляет: для ПНД из углеродистой стали – 1,5С, для ПНД из нержавеющей стали – 3,5-5С.

В системах дренажа подогревателей обычно применяют схемы с использованием каскадного слива дренажа, т.е. с подачей дренажа каждого подогревателя в предыдущий подогреватель с установкой дренажного насоса, подающего конденсат дренажа через смеситель в линию основного расхода конденсата. Каскадный слив из первых по ходу конденсата ПНД производится через гидрозатвор в конденсатор турбины.

1.4.1 Конденсатные насосы

В качестве конденсатных насосов применяют сальниковые центробежные насосы с электроприводом. Производительность конденсатных насосов выбирается по летнему графику работы турбоустановки. Конденсатные насосы имеют подачу до 1600 м³/ч (445л/с), напор 20-220 м, допустимую высоту всасывания 1,6 – 2,8 м. Привод насосов стационарных ЯЭУ почти исключительно электрический. Насосы имеют одну или несколько ступеней. Крупные конденсатные насосы имеют вертикальное исполнение с нижним расположением первой ступени. Для улучшения антикавитационных свойств насоса первая ступень выполняется двухпоточной с уширенным входом. На рисунке 4 приведена типичная конструкция вертикального двухкорпусного конденсатного насоса Внутренний корпус – литой с разъемом, параллельным оси вала. Полости всасывания и нагнетания разделены диафрагмой. Насос имеет пять последовательно включенных центробежных ступеней. Ступени 2,3, и 4,5 для компенсации осевого усилия включены навстречу друг другу. Уплотнение – сальниковое. Вал опирается на два подшипника: нижний радиальный встроенный подшипник скольжения и верхний осерадиальный выносной шариковый подшипник с масляной смазкой.

1-наружный корпус, 2-внутренний корпус, 3-ротор;

4-нижний подшипник, 5-патрубок всасывания, 6-диафрагма;

7-патрубок нагнетания, 8-верхний подшипник

Рисунок 5 - Вертикальный конденсатный насос

1.4.2 Выбор системы конденсатоочистки

Конденсатоочистка или блочная очистная установка используется для удаления грубодисперсных примесей (главным образом нерастворенных продуктов коррозии), удаление веществ истинно растворенных и коллоидной степени дисперсности. Основной элемент оборудования конденсатоочистки - фильтр смешанного действия (ФСД). Преимущества ФСД по сравнению с фильтрами в Н⁺ форме и ОН ^￣￣ форме заключается в том, что в ФСД реализуется полный обмен с таким количеством ступеней, которое никогда не может быть достигнуто в схемах с фильтрами раздельного действия. Рабочим веществом ФСД является смола (ионит). Ионит состоит из твердой основы, на которую нанесены функциональные группы, способные при помещении ионита в раствор к образованию на поверхности потенциалообразующих ионов, т.е. к возникновению заряда. Вследствие этого вокруг твердой фазы создается диффузионный слой из противоположно заряженных частиц. Ионы диффузионного слоя обладают повышенным запасом кинетической энергии и могут выходить из диффузионного слоя в раствор, но при этом из раствора в слой переходят ионы того же знака и заряда. Для конденсатоочистки АЭС применяются смолы высокой чистоты. Соотношение катионита и ионита 1:1 или 2:1, при общем слое шихты 0.5-1 метра. Диаметр фильтра 3 м. Длительность фильтрации составляет 15-30 суток в зависимости от качества. Переключение цикла на регенерацию определяется увеличением перепада давления за счет уплотнения шихты и загрязнением её продуктами коррозии. Катионит регенерируется в 3-4 % растворе азотной кислоты. Анионит регенерируется в 4-5 % растворе NaOH.

Существуют подогреватели двух основных типов: поверхностного и смешивающего. Смешивающие по­догреватели имеют тот недостаток, что давления воды в каждом из них равны давлениям отборных паров и потому отличаются. Это означает необходимость применения соответствующего числа насосов для пода­чи воды в последующие подогрева­тели или использование гидростати­ческого столба Н для повышения давления. В связи с этим для ПНД в основном, а для ПВД как единственное решение исполь­зуют регенеративные подогреватели поверхностного типа (рисунке5). Для них дав­ление воды по тракту независимо от давлений пара в отборах турби­ны. При этом достаточно одного на­соса для прокачки воды через не­сколько подогревателей.

Поверхностные подогреватели для нагрева воды до той же темпе­ратуры, что и в смешивающих, тре­буют отвода из турбины пара более высокой температуры для создания температурного напора в подогрева­теле. В связи с этим несколько уве­личивается недовыработка электро­энергии турбиной и снижается теп­ловая экономичность станции. Схема движения питательной воды приведена на рисунке 6.

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

При каскадном сливе дренажей конденсат греющего пара с более высоким давлением сливается в кор­пус с меньшим давлением. В связи с этим происходит частичное паро­образование этого конденсата и со­ответствующее уменьшение расхода отборного пара из турбины, что сни­жает экономичность регенеративно­го цикла. Для предотвращения это­го явления в конструкциях регене­ративных подогревателей преду­сматриваются охладители дренажей либо, в дополнение к регенератив­ным подогревателям, применяют ус­тановку вынесенных охладителей дренажей (ОД). Так как при этом вся схема усложняется и удорожа­ется, то иногда их используют не после каждого ПНД. Вопросы организации слива дре­нажей имеют большое значение, так как в современных паротурбинных установках на регенеративные подо­греватели поступает 20—40% пол­ного расхода пара на турбину, а иногда и более. Независимо от способа слива дренажа из подогревателя должен быть обеспечен отвод только кон­денсата.

При поверхностных ПНД и ПВД продукты коррозии, образую­щиеся в конденсатном тракте, могут отлагаться на поверхностях тепло­обмена в парогенераторах двухконтурных АЭС и реакторах одноконтурных АЭС. При этом возможно ухудшение теплоотвода и снижение тепловой экономичности и надеж­ности работы АЭС. С наибольшей интенсивностью коррозия протекает в области температур, характерных для конденсатного тракта. В связи с этим для теплообменных поверх­ностей ПНД используют материа­лы, обладающие высокой коррозионной стойкостью. К их числу относятся латуни и нержавеющие ста­ли.

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

вход нагреваемого выход основного

конденсата конденсата
ввод греющего

пара

Рисунок 7 - Схема движения питательной воды в ПНД

В ПВД вместо водяных камер и трубных досок применяются вертикальные коллекторы, к которым присоединяются горизонтальные змеевики, выполненные в виде сварных спиралей. Перегородки (секционирование) в вертикальных коллекторах позволяют получить в змеевиках достаточно большие скорости воды (4-5м/с) для обеспечения высокого коэффициента теплопередачи и уменьшения необходимой поверхности нагрева. Греющий пар опускается вниз, причем направляющие перегородки обеспечивают хорошее омывание змеевиков (рисунок 7). Конденсат пара отводится через регулятор уровня. Змеевиковая система выполнена из простых углеродистых сталей. Она имеет хорошую температурную компенсацию, что важно, так как ПВД работают в большем интервале температур, чем ПНД. Вся змеевиково-коллекторная система закреплена внизу корпуса.

Преимущество конструкции ПВД - возможность отдельной замены любой из спиралей. Кроме того, здесь четко организовано противоточное движение греющей и обогреваемой среды, а в нижней части обеспечено охлаждение конденсата. Конструктивная схема ПВД представлена на рисунок 8.

Рисунок 7 - Схема движения питательной воды в ПВД

1- выход воды, 2 - трубная система, 3 - коллекторы, 4 - выводы к уровнемеру;

5 – вход воды, 6 - вход конденсата греющего пара соседнего ПВД.

Рисунок 9 – Подогреватель высокого давления

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

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

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

4. Змеевиковая поверхность теплообмена выполняется наиболее компактно.

5. Трубки отвода не конденсирующихся газов из верхней части корпуса выполняются из аустенитных нержавеющих сталей.

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

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

• 1.4.6 Схема эжекторной установки для отсоса газовоздушной смеси из конденсатора

Имеются две группы эжекторов: основные и резервные. Основные эжекторы для уменьшения расхода пара делают многоступенчатыми. Схема эжекторной установки для отсоса газовоздушной смеси из конденсатора приведена на рисунок 9.

Во избежание потерь конденсата и для уменьшения тепловых потерь с рабочим паром, конструкция пароструйного эжектора сочетается с холодильниками пара. Эти теплообменники охлаждаются основным потоком конденсата после конденсатора. Поэтому их еще называют подогревателями на сбросном паре эжекторов. Задачу поддержания уровня конденсата в конденсаторе выполняет клапан рециркуляции.

1

14. 
    7
    

1 – подвод рабочего пара, 2 – выпуск газов;

3 – вторая ступень парового эжектора;

4 – перемычка для возможности работы одной второй ступени при пуске турбины;

5 – первая ступень парового эжектора;

6 – сброс конденсата в паровой объема конденсатора;

7 – пусковой эжектор, 8 – линия отсосов газов из конденсатора;

9 – конденсатор, 10 – конденсатный насос;

11 – каскадный сброс конденсата из второй ступени эжектора в первую;

12 – трубопровод для рециркуляции конденсата турбины при ее пуске

13 – ПНД, 14 – клапан рециркуляции и поддержания уровня в конденсаторе

Рисунок 10 - Схема эжекторной установки

Для уменьшения потерь от необратимости при теплообмене в схемах с поверхностными подогревателями и каскадным сливом дренажа используются так называемые охладители дренажа – встроенные или выносные теплообменники, в которых конденсат греющего пара охлаждается до температуры, близкой к температуре воды на выходе рядом стоящего подогревателя. Установка охладителя дренажа какого-либо подогревателя приводит к уменьшению количества отбираемого из турбины пара на этот подогреватель. Это несколько увеличивает тепловую экономичность установки. Охладители предназначены также для уменьшения вскипания в трубопроводах за регулирующим клапаном, по которым конденсат из подогревателя более высокого давления перепускается в подогреватель с меньшим давлением .

Охладители чаще всего устанавливаются по ходу обогреваемой воды перед подогревателем. Охладители представляют собой водо-водяные теплообменники вертикального исполнения с U-образными, как правило, стальными трубками 22х2 мм, схема движения теплоносителей - проточная.

Обра­зующийся конденсат собирается в нижней части корпусов подогревателей. Этот кон­денсат, иногда называемый дрена­жом подогревателей, дренажными насосами закачивает­ся в линию основного конденсата и смешивается с потоком нагреваемо­го конденсата.

При каскадном сливе дренажей конденсат греющего пара с более высоким давлением сливается в кор­пус с меньшим давлением. В связи с этим происходит частичное паро­образование этого конденсата и со­ответствующее уменьшение расхода отборного пара из турбины, что сни­жает экономичность регенеративно­го цикла. Для предотвращения это­го явления в конструкциях регене­ративных подогревателей преду­сматриваются охладители дренажей либо, в дополнение к регенератив­ным подогревателям, применяют ус­тановку вынесенных охладителей дренажей (ОД). Так как при этом вся схема усложняется и удорожа­ется, то иногда их используют не после каждого ПНД. Вопросы организации слива дре­нажей имеют большое значение, так как в современных паротурбинных установках на регенеративные подо­греватели поступает 20—40% пол­ного расхода пара на турбину, а иногда и более. Независимо от способа слива дренажа из подогревателя должен быть обеспечен отвод только кон­денсата.

1.4.8 Выбор числа ПНД и ПВД

- давление в конденсаторе

Определим температуру насыщения по давлению [1, c13, Тб. II]

Где С - подогрев воды в деаэраторе

Принимаем 3 подогревателя высокого давления и 4 подогревателя низкого давления.

Подача потребителю горячей воды производится для отопления зданий и помещений АЭС, теплоснабжения калориферов вентиляционных установок, горячего водоснабжения и др. Помещения первого контура и машинный зал отапливаются за счет подогрева приточного воздуха.

Сетевая вода сетевым насосом прокачивается по замкнутому контуру, соединяющему электростанцию с потребителем посредством подающей и обратной магистралей. Вода подогревается в основном подогревателе сетевой воды паром из отбора турбины. При низких температурах наружного воздуха сетевая вода дополнительно подогревается в пиковом подогревателе сетевой поды за счет теплоты редуцированного острого или отборного пара турбины более высокого давления, чем для основного сетевого подогревателя. Для восполнения потерь сетевой воды предусмотрены подпиточный насос и установка подготовки воды для подпитки теплосети. Совокупность оборудования, устанавливаемого на электростанции, называют теплофикационной установкой. Подающая и обратная магистрали сетевой воды и относящиеся к ним вспомогательные устройства образуют тепловую сеть. Горячую воду, выходящую с электростанции к потребителю, называют прямой сетевой водой, а возвращающуюся на станцию — обратной сетевой водой. Отопительная нагрузка (ГДж/ч) зависит от объемов отапливаемых зданий и сооружений.

Распределение теплосъема между основными и пиковым подогревателям существенно зависит от нагрузки турбины. При расчетных температурах сетевой воды 130⁰ C нагрузка основного подогревателя в режиме максимального отпуска теплоты изменяется от 65% при номинальной электрической мощности до 45% при электрической мощности, равной 70% от номинальной. Регулирование температуры осуществляется пропуском части воды по байпасам.

На всю станцию обычно устанавливают одну группу сетевых насосов, общее количество которых зависит от расхода сетевой воды. Независимо от числа насосов предусматривают один резервный той же производительности, что и рабочие (т. е. не менее двух насосов: один рабочий и один резервный). Два подпиточных насоса должны иметь одинаковую производительность; а резервный - подключаться автоматически.

Напор сетевых и подпиточных насосов определяется гидравлическим расчетом. Для восполнения потерь, превышающих расчетные, что, например, имеет место при разрыве труб, предусматривают аварийный подвод водопроводной воды для подпитки теплосети.

Для снижения коррозионной агрессивности воды теплосети свободный кислород, содержащийся в ее подпиточной воде, стремятся связать. Для этого может быть применена гидразинная обработка воды, однако она дорога, а главное - гидразин токсичен и не может быть рекомендован для применения вне системы станции, поэтому для связывания свободного кислорода используют более дешевое сульфитирование. При этом солесодержание воды несколько повышается, но так как доля подпиточной воды невелика и в тепловой сети имеется продувка, то применение этого метода себя оправдывает. Избыток сульфита не должен превышать 2 мг/кг. Обычно расход подпиточной воды составляет до 1 % емкости всей системы тепловой сети (вместе с присоединенными потребителями). Для обеспечения без накипной работы сетевых подогревателей и уменьшения вредного действия притоков сетевой воды в основной конденсат подпиточная вода должна проходить умягченная. Более глубокая химическая обработка, например обессоливание, не может быть оправдана ввиду высокой стоимости и отсутствия ее необходимости. Но если применен промежуточный контур теплосети, то он должен работать на обессоленной воде с периодической продувкой, необходимой для предотвращения накапливания в воде продуктов коррозии. Восполнение этой продувки также требует обессоленной воды.

1.5 Описание деаэратора с системой охлаждения выпара

Необходимость иметь в питательной воде возможно меньшее количество примесей и коррозионно-агрессивных газов, требует применения специальных устройств. В настоящее время широко распространена схема поддержания водного режима, основанная на деаэрации конденсата питательной воды в основной деаэрационно-питательной установке. В ее состав входят: деаэрационная колонка (одна, две, иногда три) и связанные с ней охладитель выпара, деаэраторный бак, питательные насосы. Схема подключения деаэратора представлена на рисунке 10.

Деаэрационная колонка (рисунок 11) является одновременно подогревателем смешивающего типа, в котором происходит подогрев основного потока конденсата за счет отборного пара турбины и его соединение с некоторыми другими потоками. В охладителе выпара происходит разделение паровоздушной смеси с последующим возвратом конденсата пара в систему и удаление неконденсирующих газов в атмосферу. Для обеспечения необходимого расхода питательной воды в любых режимах работы перед питательным насосом (ПН) должна быть водяная емкость. Т.к. этот бак используется также для установки на нем деаэрационных колонок, его называют деаэраторным баком. Питательные насосы, располагаемые под баком, забирают из него питательную воду и подают ее в реакторы одноконтурных АЭС, обеспечивая их постоянное питание.

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

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

1-поток конденсата после ПНД, 2-удаление неконденсирующихся газов;

3-охладитель выпара, 4-отвод выпара, 5-деаэратор, 6-питательный насос;

7-ПВД, 8-отборный пар на ПВД, 9-Пар от постороннего источника

10-клапан регулирования давления.

Рисунок 11 – Схема подключения деаэратора

Основная часть деаэраторной установки – вертикальная деаэрационная колонка (рисунок 10), в которой вода и греющий пар движутся встречными потоками: вода – вниз, а пар – вверх. Движение пара вверх обеспечивает наилучшую вентиляцию в деаэраторе и увеличивает время пребывания в нем движущейся в ней воды, что улучшает ее подогрев и деаэрацию.

На АЭС наибольшее распространение получили смешивающие деаэраторы струйного типа. Кроме того, деаэраторный бак имеет водоуказательные стекла по всей высоте бака, сниженные указатели уровня и сигнализаторы нижнего уровня воды в баке.

1 – колонка, 2 – подвод деаэрируемой воды, 3 – отвод выпара;

4 –струйная тарелка деаэратора, 5 – барботажная тарелка;

6 – переливное устройство, 7 – подвод греющего пара к колонке

Рисунок 12 - Колонки струйного (а) и струйно-барботажного (б) деаэраторов

Вода, подлежащая деаэрации, поступает в верхнюю часть колонки и сливается через последовательно установленные дырчатые щиты-тарелки. Отверстия в тарелках небольшого диаметра (5-6мм), что обеспечивает достаточно мелкое дробление струй воды. Между тарелками имеется свободное пространство, в котором уменьшается скорость струй, увеличивая время их пребывания в колонке. За время движения вниз вода прогревается до t насыщения за счет конденсации греющего пара, поступающего в нижнюю часть колонки. Освобожденная от газов вода сливается в деаэраторный бак. Греющий пар подается через штуцер в несколько большем количестве, чем необходимо для полного прогрева воды за счет его конденсации. Конденсат греющего пара присоединяется к струям воды, а несконденсированный пар проходит дальше, обеспечивая вентиляцию деаэраторной колонки и прогрев встречных потоков воды. Оставшийся несконденсированный греющий пар вместе с газами, выделившимися из воды, через штуцер отводится из колонки. Деаэраторные колонки устанавливают на деаэраторных баках. Вода из деаэраторного бака к питательному насосу должна забираться на высоте 100-150 мм от дна бака и из мест, наиболее удаленных от головки (места ввода воды в бак). Уровень воды в деаэраторном баке может быть расположен достаточно высоко, однако не должен выходить из пределов бака, чтобы не заполнять деаэраторную колонку, нарушая ее работу. Поэтому деаэраторный бак обязательно снабжают переливным устройством на отметке максимально допустимого уровня воды.

Задача питательной установки состоит в непрерывном восполнении убыли воды в парогенерирующей установке, связанной, прежде всего с расходом пара на турбину, а также с расходом пара прочими потребителями, утечками и т.д. Конечное давление за питательной установкой должно превышать давление в парогенерирующей установке на значение сопротивления всего питательного тракта от деаэратора до нее.

При одноподъемной схеме питательный насос создает полное давление, необходимое для подачи воды в парообразующую установку. Под этим давлением находится трубная система всех ПВД. При двухподъемной схеме устанавливают два питательных насоса с последовательным их включением. Надежность работы ПН требует предотвращение вскипания воды в насосе. Вода в деаэраторном баке находится при температуре кипения, поэтому при уменьшение давления в ПН за счет входного сопротивления она могла бы выкипеть, нарушив работу насоса. Для предотвращения этого явления деаэраторный бак поднимают над отметкой установки ПН.

В качестве питательных насосов обычно используют центробежные многоступенчатые насосы с сальниковым уплотнением вала. В качестве привода насосов используются электродвигатели и паровые турбины.

Питательная система состоит из деаэрационной колонки, деаэраторного бака и питательного насоса (рисунок 13). Питательная система обеспечивает надежность работы и бесперебойность отпуска электроэнергии. Ее задача – непрерывное восполнение убыли воды в парообразующей установке, связанной прежде всего с расходом пара на турбину, а также с удалением продувочной воды, расходом острого пара прочими потребителями и т.д.

в охладитель выпара

подача основного конденсата из ПНД

дренаж греющего пара ППП

греющий пар из отбора турбины

п.в.

ПН

ДК

ДБ – деаэрационный бак;

ПН – питательный насос,

Рисунок 13 - Схема питательной системы

Напор конденсатного насоса [3, стр. 16]

ΔР_кн= Р_д+ ∑Р_пнд+ Р_оэ+ Р_эу+ Р_ко+Ртр +Р_геод– Р_к– Р_всֽкн (5)

Р_кн=2.646 МПа;

Напор питательного насоса [3, стр. 16]

Р_пн= Р₀ +Р_пг +Ртр +∑Р_пвд+Р_геод–Р_д; (4)

Р_пн=12.61МПа ;

где – давление в деаэраторе, =0.6 МПа;

Р_вскн – геодезический напор на КН (0.1 МПа), Р_вскн =0.1 МПа;

Р_пг – потери в парогенераторе (0.5 – 0.8 МПа) Р_пг=0.5 МПа;

Р_геод1 – геодезический напор между осью колеса конденсатного насоса и уровнем в деаэраторе (до 0.8 МПа); Р_геод1=0.77 МПа;

Р_геод2 – геодезический напор между осью колеса питательного насоса и уровнем в ПГ (до 0.4 МПа); Р_геод2 =0.4 МПа.

1.7 Редукционные и редукционно-охладительные установки

Редукционные установки (РУ) снижают давление пара, Редукционно-охладительные установки (РОУ) – давление и температуру пара.

Быстровключающиеся – БРОУ, БРУ открываются в два раза быстрее, чем обычные. Скорость включения РУ и РОУ составляет 30 сек.; а БРОУ и БРУ – 4-15 сек.

Схема РОУ показана на рисунке 13.

Обычно РОУ – установки периодического действия. Операции по снижению давления и температуры пара проводятся последовательно: сначала снижается давление в дроссельном клапане 1 с электроприводом, затем ступенчато в дроссельных решетках 9 пароохладителя 3. далее в пар через форсунки 2 пароохладителя впрыскивается вода для охлаждения пара до необходимой температуры. Окончательно параметры пара устанавливаются на расстоянии 8-10 м от пароохладителя и импульс для воздействия на дроссельный клапан 1 и на клапан 7, регулирующий подачу воды на впрыск, берется в точке 8. в связи с большим перепадом давления между водой и паром в РОУ принята следующая схема подачи воды на впрыск.

1 – дроссельный, 2 – форсунки, 3 – пароохладитель;

4 – предохранительный клапан, 5 – запорный вентиль;

6–дроссельное устройство, 7 – регулирующий клапан;

8 – импульсное устройство, 9 – дроссельные решетки;

Рисунок 14 – Схема редукционно-охладительной установки