методичка по ТЭСиАЭС, выбор оборудования

21

где Рпн, Рвс – давления в нагнетающем и всасывающем патрубках насосов,

МПа; Рб, Рд, Рпе – давления в барабане котла, деаэраторе, перегретого пара на выходе из котла, МПа; z, z' – разность между геометрическими отметками уровней воды в барабане котла и деаэраторе, разность между геометрическими отметками условного уровня воды в котле и уровня воды в деаэраторе, м; Нс – потери напора в сети, м (1 мм.вод.ст. = 9,8 Па); ρпв – плотность потока жидкости, кг/(м2∙с).

Приближенно можно считать:

Давление воды на входе в питательный насос:

где Рд – давление в деаэраторе, МПа; Нв – высота уровня в деаэраторном баке относительно оси питательного насоса, м; Рс.в – гидравлическое сопротивление трубопроводов, подводящих воду из деаэратора к насосу с арматурой.

Сопротивление водяного тракта от деаэратора до питательных или бустерных насосов не должно превышать 10 кПа (1000 мм.в.ст.).

При установке бустерного насоса давление воды на входе в питательный насос составит ~2 МПа.

Напор питательного насоса:

При высоких температурах питательной воды увеличивается вероятность возникновения кавитации в насосах. Поэтому на блоках с закритическими параметрами пара и турбинном приводе питательных насосов устанавливаются предвключенные (бустерные) насосы, подающие воду на всас основных насосов. Необходимость в бустерных насосах возникает во всех других случаях, когда давление столба воды и избыточное давление в деаэраторе не обеспечивают рассмотренных выше условий бескавитационной работы.

22

2.2.4. Циркуляционные насосы АЭС (ЦН)

ЦН реакторных контуров АЭС относятся к наиболее ответственным агрегатам реакторной установки. Радиоактивность теплоносителя и требования безопасности обусловливают следующие специфические требования к конструкции насосов: отсутствие протечек теплоносителя через сальники и разъемы; простота конструкции, позволяющая проводить сборку и разборку при ремонтах в минимальное время; высокая надежность работы; насосы не должны загрязнять теплоноситель продуктами смазки и коррозии.

Циркуляционные насосы должны обеспечивать большие подачи при сравнительно небольших напорах (гидравлическое сопротивление циркуляционной петли составляет 500÷1000 кПа). Этим условиям по табл. более всего соответствуют насосы диагонального типа с коэффициентом быстроходности, равным 400÷600.

Подача циркуляционного насоса должна соответствовать расходу теплоносителя и одной петле при номинальной мощности реактора. Резервные насосы на петле не устанавливают, так как при остановке насоса и отключении петли охлаждение реактора обеспечивается работой насосов других петель. При одновременном отключении всех электродвигателей насосов охлаждение реактора в первый момент обеспечивается вследствие инерционного выбега, а затем посредством включения систем аварийного расхолаживания. Длительность выбега насосов преднамеренно увеличивают насадкой на вал массивных дисков. Основные характеристики насосов, применяемых в России на серийных АЭС, приведены в табл.2.2.

Таблица 2.2. Технические данные насосов АЭС.

23

2.2.5. Насосы охлаждающей воды (НОВ)

НОВ выполняются с вертикальным и горизонтальным валами. Первые устанавливаются в береговых насосных станциях, вторые - в помещении турбинного зала. При вертикальном исполнении электродвигатель насоса располагается на 2÷2,5 м выше уровня воды в источнике, что предохраняет его от затопления при колебаниях уровня.

При выборе насосов требуемая подача определяется по летнему режиму работы, когда расход воды бывает максимальным.

где k – коэффициент, учитывающий расход воды на маслоохладители, водородо-воздухоохладители; для турбин большой мощности с двухходовым конденсаторами равен 1,03÷1,07; W – расход охлаждающей воды через конденсатор, определяемый из теплового баланса конденсатора при максимальном значении расхода пара в конденсатор, кг/ч.

Насосы охлаждающей воды устанавливаются на блочных ТЭС в количестве не менее двух на турбину (на каждый корпус конденсатора, как правило, - один насос), а их суммарная подача должна быть равна расчетному расходу охлаждающей воды на турбину. На ТЭС с поперечными связями по пару в центральной насосной станции устанавливаются не менее четырех насосов с суммарной подачей, равной расчетному расходу охлаждающей воды без резерва.

2.2.6. Конденсатные насосы (КН)

КН выбирают в минимальном по возможности числе – один на 100 % или два рабочих по 50 % общей подачи и соответственно один резервный (на 100 % или 50 % полной подачи). Общую подачу определяют по наибольшему пропуску пара в конденсатор с учетом регенеративных отборов. Конденсатные насосы теплофикационных турбин выбирают по конденсационному режиму работы с выключенными теплофикационными отборами для внешнего потребителя. При наличии конденсатоочистки

24

предусматривается вторая группа насосов, устанавливаемая после фильтров. Требуемый перепад давления насосов подсчитывается по формуле

где Рд, Рк – давления в деаэраторе и в конденсаторе соответственно, МПа; ρк

– плотность потока жидкости, кг/(м2∙с); hк – разность между геометрическими отметками уровней воды в конденсатосборнике конденсатора и деаэраторе, м; Рск – общее гидравлическое сопротивление тракта конденсата.

(в зависимости от марки подогревателя) – сопротивление подогревателя низкого давления, МПа; Рэ = 0,05÷0,07 – сопротивление охладителя

МПа; Ркур = 0,2÷0,4 – сопротивление клапана управления рециркуляцией, МПа.

Расчетная производительность насосов, исходя из которой выбираются конденсатные насосы, определяется по формуле

где Dкmax – максимальный расход пара в конденсатор, кг/ч.

2.3.Теплообменники

Всхемах ТЭС в АЭС применяются поверхностные (трубчатые) и смешивающие теплообменники. Это наиболее многочисленный вид оборудования, устанавливаемый в самых разнообразных технологических системах. В качестве греющего теплоносителя в теплообменниках используется пар, горячая вода, нагретые газы, жидкие металлы. Нагреваемыми теплоносителями являются разные вещества, например вода, газ, мазут и т. д. В зависимости от назначения технологической схемы теплообменники используются или как подогреватели, или как охладители.

25

При выборе теплообменников последовательно решают три вопроса: сначала выбирается конструкционный тип (поверхностный или смешивающий), затем число их в установке и, наконец, проводится выбор типоразмера. Поверхностные теплообменники устанавливаются в таких системах, где смешение теплоносителей должно быть исключено. Например, в системах подогрева сетевой воды теплосети, нагрева (или, наоборот, охлаждения) радиоактивного теплоносителя, подогрева мазута используются только поверхностные теплообменники.

В смешивающих теплообменниках теплоносители перемешиваются, что ограничивает область их применения такими системами, где это не отражается на экономичности и надежности установок. Принцип смещения используется для подогрева воды в деаэрационных колонках, в барботажных устройствах. В последние годы наметилась тенденция применения смешивающих теплообменников в системе регенерации и в качестве конденсационных устройств турбин.

Число теплообменников, устанавливаемых параллельно в конкретной установке системы, выбирается обычно из условий обеспечения надежности. Два аппарата и более устанавливаются в системах, к которым предъявляются повышенные требования надежности, и где отключение теплообменника при отсутствии резерва может вызвать аварийную ситуацию или существенное ограничение мощности основных агрегатов.

Исходными данными для выбора типоразмера теплообменников являются расходы и рабочие параметры теплоносителей, известные из расчета соответствующей схемы или системы. При выборе поверхностных теплообменников на основе этих данных и сведении о конструкции аппарата определяют коэффициент теплопередачи, а затем площадь требуемой поверхности нагрева, при которой будут обеспечены заданные параметры нагреваемой (охлаждаемой) среды [5].

Для выбора типоразмеров смешивающих теплообменников необходимо знать суммарный расход теплоносителей и давление в корпусе аппарата. По этим данным типоразмер выбирается по каталогам на смешивающие подогреватели.

Регенеративные подогреватели входят в комплект поставки турбинной установки. Выбираются они по максимальному пропуску конденсата или питательной воды и параметрам греющего пара. Установка резервных подогревателей не предусматривается. [1 ;2]

26

2.4. Деаэраторы

Выбираются по максимальному расходу питательной воды Dпв в схеме. [1 ;2] На блочных электростанциях устанавливаются один или два деаэратора на блок, а на неблочных – один или два на турбину. Общее число их должно быть таким, чтобы при отключении одного из них остальные обеспечивали максимальный пропуск питательной воды.

Суммарный запас питательной воды в баках основных деаэраторов должен обеспечивать работу tраб блочных электростанций в течение не менее 3,5 минут и для неблочных электростанций - 7 минут [17].

где ρ – плотность воды в баке.

На конденсационных электростанциях, а также на ТЭС с малыми добавками воды в цикл в качестве первой ступени деаэрации питательной воды, как правило, используются конденсаторы турбин. На ТЭЦ с большими добавками воды в цикл в качестве первой ступени деаэрации, как правило, применяются вакуумные деаэраторы.

Деаэрации подлежат:

а) обессоленная вода для восполнения потерь в цикле; б) вода из дренажных баков, куда должны направляться все потоки,

имеющие открытый слив; в) слив конденсата от привода систем регулирования турбин,

охлаждения электродвигателей, привода арматуры БРОУ, РОУ и т.д.

К основным деаэраторам предусматривается подвод резервного пара для удержания в них давления при сбросах нагрузки и деаэрации воды при пусках. На линиях подвода резервного пара устанавливается автоматически действующая арматура.

Деаэраторы добавочной воды паровых котлов и подпиточной воды тепловой сети выбирают централизованно для всей электростанции и для отдельных ее очередей.

Тепло выпара деаэраторов питательной воды используется в тепловой схеме электростанции.

27

2.5. Конденсаторы

Конденсаторы турбин выбираются по максимальному расходу и параметрам пара, а также по среднегодовой температуре и расходу охлаждающей воды. На турбину устанавливается один или два конденсатора (без резерва). Как правило, конденсаторы поставляются заводамиизготовителями турбин. Характеристики конденсаторов представлены в [1; 2].

2.6. Сетевые подогреватели

Устанавливаются на каждую теплофикационную турбину. Тепловая мощность подогревателей выбирается по тепловому потреблению, параметрам пара в теплофикационных отборах и расчетным параметрам воды в тепловой сети. Например, при коэффициенте теплофикации, равном 0,5, сетевые подогреватели рассчитываются на обеспечение половины отопительной нагрузки самого холодного месяца. Другая половина нагрузки обеспечивается пиковыми подогревателями или водогрейными котлами. Резервные сетевые подогреватели не устанавливаются.

На КЭС сетевые подогреватели устанавливаются на первых двух турбинах или блоках. Тепловая мощность подогревателей выбирается такой, чтобы при отключении одного из них остальные обеспечивали не менее 80 % максимальной тепловой нагрузки. На каждую турбину или блок устанавливаются, как правило, два подогревателя.

2.7. Емкость баков и резервуаров

Во многих технологических схемах ТЭС и АЭС предусматриваются баки и резервуары различного назначения. Наиболее важными из них являются баки: запаса питательной воды и конденсата, сбора дренажей и загрязненных радиоактивных и нерадиоактивных вод, резервуары (газгольдеры) для сбора и выдержки радиоактивных газов, хранения твердых и жидких радиоактивных отходов и др.

На электростанциях создается дополнительный запас обессоленной воды в баках без давления, устанавливаемых вне зданий. На блочных электростанциях емкость баков принимается на 30 минут работы электростанции с максимальной нагрузкой, но не менее 4000 м3. На остальных электростанциях на 40 минут, но не менее 2000 м3. Количество баков должно быть не менее двух. Указанные емкости включают емкость для

28

сбора загрязненного конденсата. Эти же баки используются как приемные при сливе воды из котлов перед началом ремонта. Баки запаса обессоленной воды устанавливаются вне главного здания. Баки должны иметь антикоррозионную и тепловую защиту и систему контроля за состоянием металла.

Дренажные баки служат для сбора дренажей из различных точек тепловой схемы и повторного их использования. На каждый блок устанавливается один дренажный бак емкостью 15 м3. На неблочных ТЭС один бак устанавливается на 2÷3 турбины. Откачка воды из дренажных баков должна производиться в баки запаса обессоленной воды или деаэратор.

На электростанциях устанавливается, как правило, на каждые четыре-

шесть котлов один общий бак слива емкостью 40÷60 м3.

Баки сбора загрязненных вод устанавливаются в главном здании, а также в помещениях водоподготовки и в мазутонасосной станции. В баки собирается вода после обмывки хвостовых поверхностей нагрева котлов, использованные растворы химических реагентов и загрязненная мазутом вода. Объем баков принимается не менее 10 м3 и в конкретных случаях уточняется в соответствии с действительной потребностью.

На АЭС предусматриваются баки для слива теплоносителя. Из каждого контура реакторной установки теплоноситель сливается в отдельный бак, объем которого выбирается в соответствии с объемом теплоносителя в контуре.

Для сбора загрязненных радиоактивных вод на АЭС предусматривается несколько баков-резервуаров. Отдельные резервуары в количестве не менее двух предусматриваются для сбора обмывочных вод и растворов, протечек, трапных вод, вод душевых и спецпрачечных и т. д. Объем каждого резервуара принимается от 2 до 10 м3. По мере заполнения вода из резервуаров перекачивается в установки спецводоочистки посредством вытеснения сжатым воздухом.

Газгольдеры для сбора и выдержки радиоактивных газов выполняются в виде герметичных стальных резервуаров объемом 10÷20 м3 и рассчитываются на давление 1÷1,5 МПа. Число газгольдеров принимается не менее двух. Объем и количество газгольдеров выбирается по наиболее неблагоприятному режиму АЭС, при котором выделение радиоактивных газов может быть максимальным.

Баки захоронения радиоактивных отходов выполняются из нержавеющей стали и размещаются в железобетонных подземных строениях не ближе 500 м от главного здания. Объем баков принимается равным

29

200÷300 тыс. м3. Для первой очереди АЭС сооружаются обычно 2 бака для твердых отходов и 3÷4 бака для жидких. По мере заполнения баков их консервируют и сооружают новые.

Для всех описанных выше баков (исключая газгольдеры) рабочий объем принимается равным 85 % геометрического объема.

2.8. Испарительные и обессоливающие установки

Расчетную производительность обессоливающей или испарительной установки для конденсационных электростанций и отопительных ТЭЦ следует принимать равной 2% паропроизводительности устанавливаемых котлов. Производительность общестанционной испарительной установки или величина дополнительной производительности обессоливающей установки (сверх 2%) принимаются:

– для электростанций с прямоточными котлами:

– для электростанций с барабанными котлами - 25 т/ч.

На газомазутных электростанциях, при использовании пара на разогрев мазута без возврата конденсата, преимущественно предусматриваются испарители (паропреобразователи), устанавливаемые без резерва. Для покрытия потерь химобессоленной водой производительность химобессоливающей установки увеличивается на 0,15 т на каждую тонну сжигаемого мазута.

2.9. Редукционно-охладительные установки (РОУ)

Предназначенные для резервирования регулируемых отборов пара для производства, устанавливаются во одной для данных параметров пара производительности, равной максимальному отбору наиболее крупной турбины. Резервные РОУ на давление отопительных отборов не устанавливаются.

30

При выходе из работы одной из турбин остальные турбины, пиковые котлы в РОУ для пиковых сетевых подогревателей должны обеспечить отпуск тепла отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в размере 70% от отпуска тепла на эти цели при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха.

2.10. Золоулавливающие установки

Все котлоагрегаты, сжигающие твердое топливо, оборудуются золоулавливающими установками.

Коэффициент золоулавливания в зависимости от мощности электростанции и приведенной зольности сжигаемого топлива принимается соответственно:

-для конденсационных электростанций модностью 2400 тыс. кВт и выше и ТЭЦ мощностью 500 тыс. кВт и выше должны применяться высокоэффективные электрофильтры со степенью очистки газов не ниже 99 % при приведенной зольности 4% и менее и, 99,5% при приведенной зольности выше 4 %;

-для конденсационных электростанций мощностью 1000-2400 тыс. кВт и ТЭЦ мощностью 300÷500 тыс. кВт - не ниже 98 % и 99 % соответственно приведенной зольности;

-для конденсационных электростанций мощностью 500÷1000 тыс. кВт и ТЭЦ мощностью 150÷300 тыс. кВт не ниже 96 % и 98 % соответственно приведенной зольности;

-для КЭС и ТЭЦ меньшей мощности коэффициент очистки газов принимается 93 % и 96 % соответственно приведенной зольности.

Вкачестве золоуловителей на электростанциях, как правило, применяются:

-для очистки газов со степенью выше 97 % - электрофильтры;

-для очистка газов со степенью 95÷97 % - мокрые золоуловителя типа МСВТИ и МВ-УООР ГРЭС. При невозможности применения мокрых аппаратов (из-за свойств золы или для дальнейшего ее использования и др.) устанавливаются электрофильтры со степенью очистки не менее 98 %;

-для очистки газов со степенью 93÷95 % - батарейные циклоны типа БЦУ-М или БЦРН.

Применение золоуловителей других типов допускается при соответствующем обоснования.