Слободчук В.И., Шелегов А.С., Лескин С.Т. Учебное пособие по курсу АЭС

Конструкции быстродействующих редукционных установок представлены на рис. 13.2. После БРУ-К последовательно установлено два дросселирующих устройства одной конструкции Dу 350/500 мм и 500/800 мм. БРУ-СН смонтирован с дросселирующим устройством Dу 300/600 мм. Схематично конструкции дросселирующих устройств показаны на рис. 13.3, а их характеристики представлены в таблице 13.1.

Рис. 13.2 Конструкции редукционных установок: а – БРУ-К, БРУ-А; б – БРУ-СН.

1 – корпус, 2 – седло, 3 – крышка, 4,9 – сальниковая набивка, 5 – грундбукса, 6

– нажимная планка, 7 – откидной болт, 8 – зубчатая прокладка, 10 – шток, 11 – ползун, 12 – бугель, 13 – крышка бугеля, 14 – масленка, 15 – узел перемещения штока.

201

Схема паропроводов острого пара энергоблока РБМК-1000 представлена на рис. 13.4. Паропроводы острого пара обеспечивают подачу сухого насыщенного пара давлением 6,8 МПа (69,5 кгс/см2) к цилиндрам высокого давления турбин.

Пар от БС отводится по четырнадцати пароотводящим трубам в два паровых коллектора, которые объединяются в один главный паропровод Dу 600 и далее пар по 4-м паропроводам Dу 600 направляется к турбинам и другим потребителям.

Таким образом, в тепловой схеме блока с реактором РБМК-1000 применены 4 нитки главных паропроводов из ст.20, диаметром 630 × 25. Для выравнивания давления в БС по сторонам КМПЦ они объединяются общим паропроводом БРУ – ТК, клапанами БРУ - Д и БРУ – К.

Трассировка главных паропроводов в трубных коридорах блока имеет компенсаторы температурных расширений. Главные паропроводы работают часто в условиях переменных температур (разогрев, расхолаживание) и если не обеспечить свободного перемещения, могут возникнуть дополнительные напряжения, трещины или разрушения в местах напряжений металла.

Схемой (рис. 13.4) предусмотрено три байпасных системы приема пара, а именно:

1.Для сброса пара в конденсаторы турбин предусмотрено четыре быстродействующих редукционных установки (БРУ – К). Они используются при аварийных отключениях турбогенератора, а также служат для приема пара при пусках и расхолаживании блока. На каждую пару паропроводов перед главной паровой задвижкой установлено по два БРУ - К (всего 4 штуки ) для сброса 50% общего расхода пара (2950 т/ч). В БРУ - К применено 3х ступенчатое дросселирование и охлаждение пара в паросбросном устройстве (ПСУ) путем впрыска основного конденсата. Снижение давления и температуры пара проводятся последовательно: сначала снижается давление в клапане с электроприводом до 30 кг/см2, затем ступенчато

203

за клапаном в диффузорном дросселирующем устройстве с увеличением проходного сечения трубы и последняя ступень в дроссельной решетке с ПСУ перед входом в конденсатор над трубным пучком. Пропускная способность каждой БРУ-К составляет 725 т/ч.

Открытие БРУ-К происходит при давлении 7,11 МПа (72,5 кгс/см2).

2.Предусмотрено две быстродействующие редукционные установки сброса пара в технологический конденсатор (БРУ – ТК) и два технологических конденсатора (ТК) для приема небольших количеств пара (200 т/ч) при разогреве блока и выводе реактора на МКУ при отсутствии вакуума в конденсаторе. Или при останове блока в ремонт и окончательном расхолаживании КМПЦ с параметрами РБС < 1,18 МПа (12 кг/см2) и Т = 180ºС. Пропускная способность каждой БРУ-ТК составляет 100 т/ч.

3.Восемь главных предохранительных клапанов (ГПК) с пропускной способностью 350 т/ч каждый. На каждом паропроводе Dу 600 расположено два главных предохранительных клапана. Срабатывание ГПК происходит от импульсных клапанов по группам, которые имеют свои уставки срабатывания:

1гр - 7,36 МПа (75 кгс/см2) - 2 ГПК;

2гр - 7,46 МПа (76 кгс/см2) - 4 ГПК; 3гр - 7,55 МПа (77 кгс/см2) - 2 ГПК.

На двух паропроводах, подводящих пар к турбинам, установлены 4 клапана БРУ - Д, предназначенных для подачи пара в паропровод собственных нужд блока диаметром 530×8. Потребителями пара БРУ - Д являются: основные эжекторы, испарительная установка, деаэраторы, бойлеры теплофикационной установки, СВО-4. Пропускная способность каждой БРУ-Д составляет 100 т/ч.

204

14. Теплофикационная установка

Теплофикационная установка предназначена для обеспечения города-спутника АЭС и промплощадки теплом. Сетевая вода сетевыми насосами прокачивается по замкнутому контуру, соединяющему АЭС с потребителем посредством подающей и обратной магистралей. Вода подогревается в подогревателях сетевой воды. Источником тепла является пар из отборов турбины (или редуцированный острый пар). Для восполнения потерь сетевой воды предусмотрены установка подготовки воды для подпитки теплосети и подпиточные насосы. Оборудование, устанавливаемое на АЭС, называют теплофикационной установкой (ТФУ). Подающая и обратная магистраль и относящиеся к ним вспомогательные устройства образуют тепловую сеть. Схема и состав оборудования теплофикационной установки зависит от типа реакторной установки. ТФУ, предназначенные для покрытия собственных нужд АЭС и города-спутника, имеют обычно мощность 50 – 100 ГДж/ч. Влияние ТФУ на тепловую экономичность АЭС невелико, поэтому при проектировании этих установок стремятся к их упрощению.

14.1Оценка мощности теплофикационной установки.

Вбольшинстве случаев теплофикационная установка используется для покрытия отопительной нагрузки, горячего водоснабжения и теплоснабжения калориферов вентиляционных установок.

Отопительная нагрузка зависит от объемов отапливаемых помещений. Её можно оценить следующим образом.

Qот = xот * V * (tвозд.вн. – tвозд.нар.) * 10-6, ГДж/ч.

Здесь xот – отопительная характеристика здания, численно равная потерям

тепла в окружающую среду от 1 м3 здания при разности температуры внутри и снаружи 10С (обычно xот = 1,2 – 2,0 МДж/(м3*град*ч)); V – объем отапливаемого помещения по наружным размерам, м3; tвозд.вн. и tвозд.нар - температура воздуха внутри помещения и снаружи.

206

При понижении температуры наружного воздуха расход тепла на отопление увеличивается. При определении максимальной отопительной нагрузки используют так называемую расчетную температуру tвозд.расч.от. наружного воздуха по отоплению, которую определяют как среднюю температуру наиболее холодной пятидневки из четырех наиболее холодных зим за последний двадцатипятилетний период. Таким образом, максимальная отопительная нагрузка может быть оценена следующим образом:

Qот.макс. = xот * V * (tвозд.вн. – tвозд.расч.от.) * 10-6, ГДж/ч.

Расход сетевой воды для отопления Gот и ее температура в подающей и обратной магистрали (tпр. и tобр.) связаны с тепловой мощностью потребителя следующим соотношением:

Qот. = Gот*ср*(tпр. - tобр)* т.с.*10-6, Гдж/ч,

где ср – теплоемкость воды, кДж/(кг*град); т.с – к.п.д. тепловой сети (обычно

т.с = 0,9 – 0,95)

Если изменение тепловой регулируется только за счет изменения Gот, то такое регулирование режима тепловой сети называется количественным. Если же изменяется температура прямой и обратной воды, то такое регулирование режима тепловой сети называется качественным. Количественное регулирование тепловой сети, как правило, осуществляется в довольно узком диапазоне температуры наружного воздуха (при среднесуточной температуре воздуха от +80С до +20С). В остальном диапазоне температуры – регулирование качественное, рис. 14.1. Температура сетевой воды стандартизована. Для АЭС она принимается равной (при максимальной тепловой нагрузке) tпр. макс =1300С,

tобр.макс = 700С.

Теплопотребление калориферами вентиляционной установки оценивается так:

Qвент = m*V*cp*( tвозд.вн. – tвозд.нар.) * 10-6, ГДж/ч.

Здесь m – кратность обмена воздуха в помещении, 1/ч; V – объем здания (помещения), м3; ср – теплоемкость воздуха, кДж/(м3*град).

207

14.2 Схема теплофикационной установки энергоблока ВВЭР-1000.

Для блока с реактором ВВЭР-1000 и турбоустановкой К-1000 60/ 1500-2 теплофикационная установка состоит из двух основных подогревателей и одного пикового подогревателя (две нитки), сетевых насосов, конденсатных насосов бойлеров, трубопроводов и арматуры, рис.14.2.

Обратная сетевая вода после механического фильтра поступает на всас сетевых насосов, которыми подается на теплофикационную установку. От напорного коллектора сетевых насосов вода проходит последовательно основные бойлеры, пиковый бойлер и поступает в коллектор прямой сетевой воды. Пиковый бойлер выполнен отключаемым по сетевой воде. Температура прямой сетевой воды регулируется путем отвода части ее помимо пикового или основного бойлеров.

При нагрузке блока менее 50% или при остановленной турбине подогрев сетевой воды осуществляется в пиковом Бойле паром от коллектора собственных нужд энергоблока.

Конденсат греющего пара пикового и основного бойлера второй ступени каскадно отводится в корпус основного бойлера первой ступени, затем конденсатными насосами подается в линию основного конденсата между ПНД- 2 и ПНД-3. Предусмотрена возможность отвода конденсата греющего пара из корпуса основного бойлера первой ступени через гидрозатвор непосредственно в конденсатор турбины при удовлетворительном вводно-химическом режиме. При неудовлетворительном вводно-химическом режиме (при пусках, при остановленной турбине и при ухудшении качества конденсата) предусмотрен отвод конденсата греющего пара подогревателей в напорный коллектор насосов дренажного бака и далее в бак грязного конденсата.

Неконденсирующиеся газы из корпусов пикового бойлера и основного бойлера второй ступени отводятся каскадно в корпус основного подогревателя первой ступени, а затем – в конденсаторы турбины.

Подпитка тепловой сети и восполнение потерь сетевой воды осуществляется химически обессоленной водой.

209