Зорин В.М. Атомные электростанции

4)все здания и сооружения размещают с соблюдением противопожарных норм и с обеспечением подъезда к ним;

5)вся территория АЭС должна быть огорожена. Расстояние от ограды до любого из зданий или сооружений должно быть не менее 6 м, до брызгального бассейна — 20 м.

На рис. 31.1 дан пример генерального плана атомной электростанции, по которому можно проследить выполнение изложенных требований, а также познакомиться с видами размещаемых объектов. Общий вид промплощадки современной АЭС с прудом-охладителем показан на рис. 31.2.

Современные подходы к разработке генерального плана АЭС отражены на рис. 31.3. На нем показаны здания и сооружения первых двух энергоблоков Нововоронежской АЭС-2 (проект «АЭС-2006»). В подрисуночной подписи в соответствии с проектом изменена терминология: используются термины «зона контролируемого доступа» (вместо «зоны строгого режима») и «зона свободного доступа» (вместо «зоны свободного режима»). Заштрихованные контуры главного корпуса и

15 14

16

11 12

Рис. 31.2. Общий вид промплощадки АЭС с четырьмя блоками ВВЭР-1000:

1 — реакторное отделение; 2 — машзал; 3 — береговая насосная; 4 — здание резервной дизель-электростанции; 5 — эстакада; 6 — спецкорпус; 7 — пускорезервная котельная;

8 — административно-бытовой корпус; 9 — лабораторно-бытовой корпус; 10 — объединенный вспомогательный корпус; 11 — газовый корпус; 12 —азотно-кислородная станция;

13 — эстакада технологических трубопроводов; 14 — подводящий водоканал; 15 — водосбросный канал; 16 — к открытому распредустройству

641

←

Рис. 31.3. Генеральный план Нововоронежской АЭС-2:

1 — проходная; 2 — административный корпус; 3 — санитарно-бытовой корпус зоны контролируемого доступа; 4 — мастерские зоны контролируемого доступа; 5 — здание переработки и хранения радиоактивных отходов; 6 — водоочистные сооружения зоны свободного доступа; 7 — хранилище свежего топлива; 8 — насосная станция ответственных потребителей; 9 — брызгальный бассейн; 10 — ограда промплощадки; 11 — вспомогательное реакторное здание; 12 — здание резервной дизельной электрической станции аварийного электроснабжения; 13 — кольцевая автодорога;

14 — подъездная автодорога; 15 — здание реакторной установки с БЩУ и РЩУ;

16 — здание электроснабжения нормальной эксплуатации; 17 — машинный зал;

18 — блочная обессоливающая установка; 19 — резервная дизельная электрическая станция системы нормальной эксплуатации; 20 — блочная насосная станция; 21 —

башенная испарительная градирня; 22 — гибкая линейная связь; 23 — здание распределительного устройства 220 кВ; 24 — к линиям электропередачи; 25 — центральный пульт управления; 26 — здание распределительного устройства 500 кВ; 27 —

склад хранения средств дезактивации; 28 — теплораспределительный пункт; 29 —

резервуар противопожарной воды; 30 — пусковая котельная; 31 — насосная станция дизельного топлива и масла; 32 — здание обессоливающей водоподготовительной установки; 33 — склад масел; 34 — мастерские зоны свободного доступа

градирни очередного блока обозначают направление возможного расширения АЭС, которое запланировано еще для двух энергоблоков.

В заключение обобщим: атомная электростанция — это здания и сооружения с системами технологическими, электротехническими, контроля и управления, размещенные на выделенной для ее сооружения территории (промплощадке). Основа АЭС — технологические системы основного технологического процесса (от реакции деления ядерного горючего до выработки электроэнергии), поддерживающие его параметры вспомогательные системы нормальной эксплуатации и системы безопасности, предназначенные для предотвращения и уменьшения последствий аварий.

Контрольные вопросы

1.Что такое генеральный план электростанции?

2.Назовите основные требования к санитарно-защитной зоне.

3.Назовите основные требования к размещению зданий и сооружений на промплощадке АЭС.

643

ПРИЛОЖЕНИЕ

Выведем формулы для оптимального по тепловой экономичности распределения подогрева воды между подогревателями системы регенерации ПТУ.

П.1. Равномерное распределение

подогрева питательной воды

Рассмотрим способ распределения подогрева, который устанавли-

вает взаимосвязи между подогревом воды в подогревателе h и изме-

в i

нением в нем энтальпии греющего пара h , i = 1, 2, ..., n — номер

п i

подогревателя. Предположим, что теплота в подогреватель подводится только с греющим паром. Рассмотрим два типа подогревателей: смешивающий и поверхностный с закачкой конденсата греющего пара в воду после подогревателя.

Процесс теплообмена в подогревателе будем считать состоящим из двух стадий:

первая — конденсация пара с изменением энтальпии от значения в отборе турбины h до энтальпии насыщения h′ , определяемой дав-

лением в подогревателе (меньшем, чем давление в отборе на гидравлические потери в паропроводе);

вторая — смешение конденсата пара в состоянии насыщения с непрогретой до состояния насыщения водой; в подогревателе поверхностного типа непрогрев (или недогрев) воды всегда имеет место, а в смешивающем подогревателе недогрев воды может быть обусловлен

его конструктивными характеристиками. Обозначим ϑ = h′ – h1 ,

где h1 — энтальпия воды в конце первой стадии. Обозначения

в i

остальных параметров потоков в подогревателе даны на рис. П.1.

Для первой стадии процесса теплообмена запишем уравнение теплового баланса:

перед i-м подогревателем.

644

Из этого уравнения можно определить относительный расход греющего пара:

Уравнение теплового баланса для второй стадии процесса теплообмена — смешения имеет вид

(α – α )h1 + α (h′ + h ) = α h ;

вi i в i i i д.н вi вi

в случае смешивающего подогревателя повышение энтальпии воды в

дренажном насосе h = 0.

д.н

Подставив в последнее уравнение выражение для α , после преоб-

i

разований с учетом того, что h1 = h′ – ϑ , получим формулу для

расчета энтальпии воды после подогревателя:

В рассматриваемом случае подогрев воды определяется (см. рис. П.1) как

Рис. П.1. К определению энтальпии воды на выходе из подогревателя:

подогреватель i — поверхностного типа с дренажным насосом и точкой смешения; подогреватель i + 1 — смешивающий

645

1)недогрев воды в подогревателе до энтальпии насыщения и установка дренажного насоса оказывают влияние на количество теплоты, отдаваемой 1 кг греющего пара в этом подогревателе;

2)наличие недогрева ϑ увеличивает количество теплоты, отдавае-

i

мой 1 кг греющего пара, в результате переохлаждения его конденсата до энтальпии, ниже энтальпии воды на линии насыщения. Однако этот вклад невелик и может быть оценен значением порядка 1 %;

3) дренажный насос уменьшает количество теплоты, отдаваемой

1 кг греющего пара, посредством уменьшения возможного переохлаждения конденсата. Оценки показывают, что это уменьшение может составить примерно 5 % подогрева воды в насосе, значение

которого существенно меньше, чем (h – h );

i в i

4) учитывая противоположное влияние недогрева воды ϑ (увели-

отдаваемую греющим паром, при дальнейшем анализе распределения подогрева воды между регенеративными подогревателями (поверхностного типа с дренажными насосами) указанные параметры можно не принимать во внимание. В случае смешивающих подогревателей дренажные насосы отсутствуют, а недогревы воды,

Для тепловой схемы ПТУ с двумя регенеративными подогревателями смешивающего типа и с перекачивающими нагреваемую воду насосами после каждого из них запишем формулы для расчета некоторых ее характеристик в предположении, как и ранее, единичного расхода пара на турбину.

Изменения энтальпии греющего пара в подогревателях будут определяться как

646

Изменения энтальпии нагреваемой воды будут составлять

где hвх — энтальпия воды на входе в систему регенерации (после

р

конденсационной установки).

Относительные расходы греющего пара в подогреватели будут рассчитываться по формулам

h

которые следуют из уравнений теплового баланса, имеющих вид

α h = (1 – α ) h ; α h = (1 – α – α ) h .

1 п1 1 в1 2 п2 1 2 в2

Относительные расходы нагреваемой воды на входе в подогреватели будут вычисляться по формулам

Количество теплоты, подводимой к паротурбинной установке,

где h = h + h — суммарное повышение энтальпии воды в

нн1 н2

насосах Н1 и Н2.

Количество теплоты, отводимой в конденсаторе,

h— энтальпия пара, поступающего после турбины в конденсатор.

п.к

Для расчета внутреннего КПД установки применим следующую формулу:

647

Подогревы воды h и h , при которых тепловая экономич-

в1 в2

ность ПТУ будет максимальна, могут быть определены после при-

равнивания нулю производных η по этим параметрам.

i

Продифференцировав выражение для η по h , получим

hh

п1 п2

×------------------------------- ------------------------------ – h + h h + h

п1 в1 п2 в2

После приравнивания нулю этой производной и очевидных преобразований следует

Выполнив преобразования производной от выражения для η по

648

Аналогичным образом из уравнения (П.8), используя для h

Если в тепловой схеме имеются n регенеративных подогревателей, то для каждого из них (i = 1, 2, …, n) справедливы следующие формулы:

j = 1

причем последний сомножитель (в квадратных скобках) есть q

подв

для ПТУ с п подогревателями смешивающего типа [ср. с формулой (П.4)].

Зависимости h и ее производной от энтальпии насыщения воды

п

h′ даны ранее (см. рис. 15.6). Заметим, что в смешивающих подогревателях недогрев воды, как правило, отсутствует и энтальпия воды на выходе равна энтальпии насыщения, определяемой давлением в подогревателе. Давление пара в отборе отличается от давления в подогревателе на значение гидравлических потерь в паропроводе, которые невелики и при построении кривых на рис. 15.6 не учитывались. Количественные данные для рисунка рассчитаны по h, s-диа- грамме процесса расширения пара в турбине без промежуточного перегрева пара от начальных параметров 9 МПа и 520 °С до конечного давления 5 кПа, построенной при значении относительного

649

внутреннего КПД турбины, равном 0,85 в области перегретого пара и уменьшающемся до 0,8 (без учета потерь с выходной скоростью) в области влажного пара.

изменяется от 0,16 до – 0,28. Формулы (П.7), (П.7а), (П.8), (П.8а), (П.11), (П.11а) и данные рис. 15.6 позволяют, в частности, оценить величину ∂ , которая может составить 8 % подогрева воды в подо-

и 29 % при n = 8 (h = 1230 кДж/кг). Согласно результатам прово-

п.в

димого анализа, вклад слагаемых ∂ может быть заметным, особенно

i

для последнего по ходу нагреваемой воды подогревателя (i = 1).

При пренебрежении слагаемыми ∂ и подогревами воды в насосах

i

конденсатно-питательного тракта из уравнений (П.9) — (П.11) следует известное правило:

для обеспечения наилучшей тепловой экономичности ПТУ увеличение энтальпии воды в подогревателе системы регенерации должно быть равно работе, совершаемой паром единичным расходом в турбине между отборами на подогреватель, следующий за рассматриваемым по ходу воды (т.е. с большим′ давлением пара), и на данный подогреватель.

Если из уравнения (П.7), члены которого умножены на 2, вычесть уравнение (П.8), то получим

3 h = h – h′ + h′ – hвх – 2 h + h – h – 2∂ + ∂ ,

в1 0 0 0 р п1 п2 н 1 2

откуда следует формула для оптимального подогрева воды в первом подогревателе:

бы свежий пар в дополнительном подогревателе, если бы подогрев

воды осуществлялся до h′ (предельное значение подогрева воды в

0

смешивающих подогревателях).

Аналогичным образом для второго подогревателя можно получить

650