Зорин В.М. Атомные электростанции

тепловых удлинений — напряжения в металле не должны превышать

допускаемых значений. В случае необходимости устанавливают спе-

циальные компенсаторы, в качестве которых чаще всего используют

дополнительные гибы трубопроводов определенной формы (П-образ-

ные, например).

Подвижные опоры делятся на три типа: допускающие перемеще-

ние в горизонтальном, вертикальном и любом направлениях

(рис. 21.1). Опоры для горизонтальных перемещений труб большого

диаметра выполняют шариковыми, реже роликовыми.

На рис. 21.2 представлена схема главных циркуляционных трубо-

проводов (ГЦТ) первого контура АЭС с ВВЭР-1000. Каждый парогене-

ратор установлен на двух опорах. Двухъярусная роликовая конструкция

опор обеспечивает возможность перемещения парогенератора в про-

дольном и поперечном направлениях. На роликовых опорах установ-

лены также главные циркуляционные насосы каждой из четырех

петель. Таким образом обеспечивается удлинение ГЦТ внутренним

диаметром 850 мм вдоль их оси, при этом «мертвые» (неподвижные)

их точки — места присоединения к корпусу реактора.

г)

в)

д)

Рис. 21.1. Конструктивные схемы опор и подвесок трубопроводов:

а — опора неподвижная; б — опора подвижная; в, д — подвески пружинные; г —

подвеска жесткая

411

Рис. 21.2. Главные циркуляционные трубопроводы первого контура АЭС

с ВВЭР-1000 (D = 850 мм):

у

1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — «горячий» трубопровод; 4 — «холодный» трубопровод (проходит под «горячим»); 5 — главный циркуляционный насос; 6 —

роликовые опоры парогенераторов; 7 — роликовая опора ГЦН

Вертикальные перемещения допускают пружинные опоры. Пружинные подвесные опоры (подвески) обеспечивают свободное перемещение в любом направлении.

Расстояние между опорами составляет от 2 до 8 м в зависимости от диаметра трубопровода: для меньших диаметров принимают меньшие расстояния ввиду их большей гибкости.

На современных АЭС наряду с описанными используются динамические опоры и аварийные ограничители, предназначенные для удержания трубопровода и ограничения его колебаний при разрыве.

В соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» (ПБ 10-573-03) на паропроводах с внутренним диаметром 150 мм и температурой более 300 °С должны быть установлены указатели перемещений (реперы) для контроля расширения паропроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. К указателям перемещений обеспечивается свободный (незатрудненный) доступ. В целом проекти-

412

рование трубопроводов, их трассировка, расчеты напряжений в металле при различных режимах работы составляют обширный круг задач, решение которых необходимо для обеспечения нормального функционирования как самих трубопроводов, так и элементов оборудования тепловой схемы электростанции.

21.2.Арматура

Впроцессе эксплуатации АЭС возникают ситуации, когда требуются герметичное отключение части контура, регулирование расхода, термодинамических параметров, уровня теплоносителя, предотвращение повышения давления сверх допустимого, снижение давления до заданного значения, отвод конденсата из теплообменного аппарата либо из паропровода. Так, может возникнуть необходимость осмотра

иремонта подогревателей высокого давления одной из двух параллельных групп без останова энергоблока, перехода на резервное обо-

рудование и т.п. Во всех таких ситуациях в работу вступают специальные устройства, объединенные общим названием арматура. Таким

образом, арматура — это устройства, воздействующие на движущуюся среду в трубопроводах в целях изменения ее параметров (расходных — непосредственно, термодинамических и других — через изменение расходов как основного потока, так и вспомогательных сред).

Арматура должна удовлетворять следующим требованиям:

•должна быть герметичной в любых ситуациях, допускать возможность осмотра уплотнений, ремонта и быстрой замены рабочих элементов;

•обладать достаточным быстродействием, допускать автоматическое и дистанционное управление в аварийных ситуациях;

•иметь возможно более низкое сопротивление для перемещения подвижных элементов (не требовать больших усилий);

•иметь возможно меньшие габаритные размеры и массу. Особенно жестко эти требования (в частности, требование герме-

тичности) интерпретируются, если речь идет об арматуре первого контура АЭС ввиду наличия ионизирующих излучений. Арматура на трубопроводах устанавливается в местах, удобных для обслуживания и ремонта; при необходимости оборудуются специальные пло-

щадки и лестницы.

По назначению арматуру можно подразделить на три больших класса:

•запорная — служит для включения и отключения потока теплоносителя (запорные задвижки и клапаны);

•защитная — препятствует возникновению ненормальных ситуаций, которые опасны для людей и выводят из строя оборудование

413

(предохранительные клапаны, защищающие от превышения давления, автоматические стопорные, отсечные и отсечно-перепускные клапаны турбин, обратные затворы, препятствующие обратному протеканию среды, переливные устройства баков различного назначения и т.д.);

• регулирующая — предназначена для поддержания или изменения параметров и расхода теплоносителя (регулирующие и дроссельные клапаны, редукционные и редукционно-охладительные установки, регуляторы питания и уровня, конденсатоотводчики).

По принципу действия арматура подразделяется на приводную и самодействующую, в которой положение рабочего органа изменяется под действием самой среды. В зависимости от вида привода подвижных элементов различают арматуру с ручным и дистанционным управлением (электрическим, электромагнитным, гидравлическим или пневматическим приводом).

По способу герметизации зазора между подвижной и неподвижной деталями (штоком и корпусом, например) арматура подразделяется на сальниковую (с мягкой или твердой набивкой), сильфонную (тонкостенная металлическая цилиндрическая оболочка с поперечной гофрировкой боковой поверхности) и мембранную (гибкий уплотнительный элемент).

С трубопроводами арматура соединяется фланцами или сваркой. Арматура первого контура АЭС соединяется преимущественно сваркой.

В энергетических установках запорная арматура — наиболее часто применяемая (до 90 % общего числа установленной). Она предназначена для отключения и должна работать только в двух положениях — «открыто» или «закрыто». Попытки регулирования запорной арматурой приводят к быстрому эрозионному разрушению рабочего органа. Запорно-регулирующая арматура имеет обоснованное конструктивное решение и соответствующий условиям работы выбор конструкционных материалов для рабочих органов.

Наиболее распространенными являются следующие виды арматуры (рис. 21.3).

Задвижка имеет запорный или регулирующий орган, перемещаемый возвратно-поступательно перпендикулярно оси потока теплоносителя. Задвижки изготовляют клиновые (рис. 21.4), у которых уплотнительные поверхности рабочего органа расположены под углом друг к другу, и параллельные (рис. 21.5) — с параллельными уплотнительными поверхностями рабочего органа.

414

415

416

Клапан имеет запорный или регулирующий орган, перемещаемый возвратно-поступательно параллельно оси потока теплоносителя через проходное сечение клапана.

Ранее для такой арматуры использовался также термин «вентиль»,

который по ГОСТ 24356—81 «Арматура трубопроводная промышлен-

ная» признан недопустимым. В регулирующем клапане (рис. 21.6),

как правило, применяется игольчатый золотник, при перемещении

которого изменяется проходное сечение между ним и седлом в зави-

симости от формы иглы. Предохранительный клапан предназначен

для защиты оборудования от недопустимого давления посредством

сброса избытка рабочей среды и обеспечивавает прекращение сброса

при давлении закрытия, после восстановления рабочего давления

(рис. 21.7). Обратный клапан предназначен для автоматического пре-

дотвращения обратного тока рабочей среды (рис. 21.8).

Кран — это промышленная трубопроводная арматура, в которой запорный или регулирующий орган имеет форму тела вращения или части его и действие которого заключается в повороте вокруг соб-

417

4

3

2

1

Рис. 21.9. Обратный затвор:

1 — корпус; 2 — тарелка; 3 — рычаг; 4 — крышка

ственной оси, произвольно расположенной к направлению потока. В энергетических установках используется редко.

Затвор имеет запорный или регулирующий орган, поворачивающийся вокруг оси, не являющейся его собственной осью (рис. 21.9). Именно в принципе действия рабочего органа заключаются отличия обратного затвора от обратного клапана.

На рис. 21.10 показан обратный затвор, часто называемый обратным клапаном, паропроводов отборов турбины (тип КОС — с сервоприводом). Специфика работы этого устройства заключается в необходимости обеспечить быстрое и гарантированно полное закрытие в случае обратного тока. В паровом пространстве теплообменников (особенно в деаэраторе), подключенных к отборам турбины, и в паропроводах аккумулируется значительная энергия, и обратный поток пара в состоянии разогнать турбоагрегат до опасных частот вращения, например, при резком сбросе нагрузки и закрытых стопорных клапанах. Обратный поток пара в турбину возникает при недостаточно быстром закрытии или при зависании затвора. В этом случае возможны также резкое охлаждение деталей в проточной части турбины и заброс в нее воды, что связано с опасностью механических повреждений лопаточного аппарата. Для предотвращения этого обратные клапаны снабжаются устройством для их принудительного закрытия — гидравлическим поршневым сервомотором. При закрытии стопорного клапана турбины или отключении элект-

418

2

3

Вид А

A

4

6

5

1

Рис. 21.10. Обратный затвор (обратный клапан) паропроводов отборов тур-

бины:

1 — корпус; 2 — сервомотор; 3 — поршень; 4 — шток; 5 — тарелка; 6 — рычаг

рогенератора от сети поступает сигнал на соленоидный клапан, от

которого силовой конденсат направляется в полость над поршнем 3.

При этом шток 4 опускается, и тарелка затвора садится на седло.

Такой привод не препятствует перемещению тарелки затвора при

нормальной работе турбины, а после вступления в действие защиты

турбины от разгона воздействует на тарелку в сторону закрытия.

В то же время привод не прекращает течения пара в прямом направ-

лении при ошибочном срабатывании, а вызывает лишь дополнитель-

ную потерю давления пара в обратном клапане. Чтобы уменьшить

неотсекаемые паровые объемы, клапаны располагают возможно

ближе к турбине. В последних отборах давление пара близко к дав-

лению в конденсаторе, и такой пар не может существенно повлиять

419

на заброс частоты вращения ротора. Поэтому обратные клапаны, как правило, не ставят на паропроводах к ПНД1 и ПНД2.

Конденсатоотводчик — арматура, предназначенная для отвода конденсата водяного пара. Наиболее часто применяются конденсатоотводчики, в которых запорный орган управляется с помощью поплавка или термостата.

Импульсно-предохранительные устройства (ИПУ) включают в себя импульсный клапан и главный предохранительный клапан (ГПК) и предназначены для установки на ответственных элементах паровой части паропроизводительных установок с рабочим давлением, как правило, более 6,0 МПа. ИПУ позволяет повысить точность срабатывания и тем самым надежность устройства, а также несколько уменьшить усилия, возникающие при ударе подвижной части клапана о его крышку или корпус при срабатывании.

В настоящее время все более широкое применение находят ИПУ, оснащенные электромагнитным приводом, обеспечивающим высокую точность срабатывания импульсных клапанов и устройств в целом. Такой привод состоит из двух электромагнитов, осуществляющих своевременное открытие и закрытие клапана (рис. 21.11). Настройка ИПУ на заданные давления производится установкой груза на рычаге импульсного клапана (рис. 21.12, а). При потере электрического питания устройство срабатывает под действием

пара

Паропровод

Рис. 21.11. Схема импульсно-предохранительного устройства:

1 — главный предохранительный клапан; 2 — импульсный клапан; 3 — груз; 4 —

электромагнит; 5 — дроссельная шайба; 6 — бак с водой для заливки демпфера

420