Реакторная установка типа «водяной блочный энергетический реактор

		
		
МИНОБРНАУКИ РОССИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО  ОБРАЗОВАНИЯ
«НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Р.Е. АЛЕКСЕЕВА»

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА

_______________Валидов Сергей Александрович________________
(фамилия, имя, отчество)

Институт (факультет) ___________ИЯЭиТФ____________________ 
Кафедра________________АТС_______________________________
Группа_________________14-АЭ______________________________
Дата защиты «____»_______________________
Индекс






МИНОБРНАУКИ РОССИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ 
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО  ОБРАЗОВАНИЯ
«НИЖЕГОРОДСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
 УНИВЕРСИТЕТ ИМ. Р.Е. АЛЕКСЕЕВА»
(НГТУ)
Институт _____ Ядерной энергетики и технической физики ________________________
Направление подготовки (специальность) ________14.03.01________________________
        (код и наименование)
____«Ядерная энергетика и теплофизика»________________________________________
Направленность (профиль) образовательной программы ___________________________
___________Атомные электрические станции_____________________________________
(наименование)
Кафедра _____Атомные и тепловые станции______________________________________

ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА
___________бакалавра_________________
     (бакалавра, магистра, специалиста)


Студента ___Валидова Сергея Александровича___________ группы _____14-АЭ_______
(Ф.И.О.)
на тему:_______Реакторная установка типа «водяной блочный энергетический реактор»_ 
(наименование темы работы)
____________электрической мощностью 600 МВт__________________________________

СТУДЕНТ:
________   _____Валидов С.А.__
(подпись)                           (фамилия, и., о.)
_________________________
(дата)
КОНСУЛЬТАНТЫ:
1. По __________________________
____________   _________________
          (подпись)                                       (фамилия, и., о.)
             _________________________
                                                       (дата)
РУКОВОДИТЕЛЬ:
__________Легчанов М.А.___
(подпись)                             (фамилия, и., о.)
_________________________
(дата)
2. По __________________________
____________   _________________
           (подпись)                                          (фамилия, и., о.)
             _________________________
                                                       (дата)
РЕЦЕНЗЕНТ:
____________   __________________
(подпись)                           (фамилия, и., о.)
_______________
(дата)
ЗАВЕДУЮЩИЙ КАФЕДРОЙ
___________Дмитриев С.М.___
(подпись)               (фамилия, и.о.)
_____________________
        (дата)
3. По __________________________
____________   _________________
          (подпись)                                     (фамилия, и., о.)
             _________________________
                                                       (дата)


ВКР защищена ___________________
(дата)
протокол № _____________________
с оценкой _______________________







	
	
	







    Введение
    

    ВБЭР – водо-водяной блочный энергетический реактор, двухконтурная реакторная установка со слабым перегретым паром.
    Первый контур ВБЭР – 300 герметично замкнутая система, отводящая ядерное тепло от активной зоны реактора с последующей передачей этой энергии воде – пару второго контура в парогенераторе.
    В состав первого контура входят следующие агрегаты: 
    • реакторный блок, включающий в себя реактор, 4 парогенератора, 4 главных циркуляционных насоса, привода СУЗ (система управления и защиты);
    • система компенсации давления, предназначена для компенсации температурного расширения теплоносителя в рамках замкнутого первого контура; 
    • система очистки и расхолаживания, предназначена для очистки теплоносителя от продуктов коррозиии деления, охлаждении активной зоны в нормальном и аварийных режимах работы реакторной установки.
    Реакторный блок вырабатывает пар нужных параметров для турбоустановки, за счёт энергии радиоактивного деления, происходящего в активной зоне реактора
    Циркуляция теплоносителя в первом контурепроизводится следующим образом. Теплоноситель с напора главных циркуляционных насосов через внутренние насосные патрубки и кольцевую полость парогенератора попадает в реактор.
    Пройдя кольцевой зазор между корпусом реактора и обечайкой внутрикорпусной шахты теплоноситель через щелевой фильтр, попадает в напорную камеру активной зоны. Пройдя активную зону, нагретый теплоноситель первого контура попадает в сливную камеру реактора, откуда через внутренние патрубки поступает в кольцевой зазор между обечайкой трубной системы и корпусом ПГ, а затем через переливные окна на трубную систему ПГ. 
    Из ПГ охлажденный теплоноситель первого контура по кольцевым полостям между главными и внутренними патрубками поступает в гидрокамеры на всас главных циркуляционных насосов. 
    При нормальной эксплуатации теплоноситель первого контура отводит тепло от активной зоны реактора и передает его в парогенераторах воде-пару второго контура, в аварийных режимах – обеспечивает расхолаживание реактора, отводя тепло от активной зоны и передавая его в парогенераторах теплоносителю второго контура или в теплообменнике системы очистки и расхолаживания теплоносителю промежуточного контура. 
    В реакторном блоке реализована четырехпетлевая схема циркуляции теплоносителя. Циркуляция теплоносителя первого контура принудительная при работе на мощности и естественная при аварийном расхолаживании. В качестве теплоносителя первого контура используется вода с содержанием борной кислоты 6,0…7,0 г/кг в начале кампании и не более 0,1 г/кг в конце.На рисунке 1 приведена схема реакторной установки ВБЭР-300.

    1 – реактор; 2 – парогенератор; 3 – ГЦН; 4 – система очистки и расхолаживания; 5 – промежуточный контур охлаждения; 6 – система подпитки и ввода жидкого поглотителя; 7 – система охлаждения корпуса реактора; 8 – система рециркуляции и ремонтного расхолаживания; 9 – насосы системы подпитки; 10 – система снижения давления в защитной оболочке; 11 – защитная оболочка; 12 – гидроаккумуляторы САОЗ; 13 – теплообменники системы рециркуляции; 14 – компенсатор давления; 15 – блок теплообменников САОТ; 16 – бак системы подпитки8. Машина внутриреакторная перегрузочная.
    Рисунок 1. Принципиальная гидравлическая схема реакторной установки ВБЭР-300
Схема турбоустановки с реактором ВБЭР-300 приведена в приложении А (рисунок А1).
    Второй контур предназначен для получения перегретого пара из питательной воды за счет отвода тепла от теплоносителя первого контура в парогенераторах и передачи его в паротурбинную установку. 
    Кроме того, через второй контур производится: 
    • отвод тепла при вводе в действие и разогреве реакторной установки;
• нормальное и аварийное расхолаживание реактора через технологический конденсатор; 
    • расхолаживание реактора системой аварийного отвода тепла. 
    Второй контур является системой нормальной эксплуатации, важной для безопасности. Арматура отключения парогенератора по питательной воде и пару выполняет функции локализующей системы безопасности при межконтурной разгерметизации, а также при работе системы аварийного отвода тепла. 
    В состав второго контура входят: 
    • четыре парогенератора; 
    • четыре предохранительных автоматических устройства; 
    • трубопроводы питательной воды и пара; 
    • арматура; 
    • первичные измерительные преобразователи. 
    Кроме того, в состав второго контура входят два питательных комплекса – рабочий и резервный, состоящих из питательного и дроссельного клапанов, и механический фильтр тонкой очистки питательной воды.
    Основные параметры второго контура ВБЭР 300 приведены в таблице 1: «Рассчётные параметры второго контура».
Таблица1- Расчётные параметры второго контура
Наименование
Значение
Температура питательной воды на входе в парогенераторы, ° С
185
Температура пара на выходе из парогенераторов, ° С
305
Давление питательной воды на входе в парогенераторы, МПа
не боолее 9,5
Давление пара на выходе из парогенераторов, МПа
6,38
    Питательная вода от конденсатно – питательной системы по общему питательному трубопроводу через один из двух параллельно установленных питательных клапана и механический фильтр тонкой очистки питательной воды подается в парогенераторы по четырем трубопроводам Ду125, на которых установлена двойная пневмоприводная арматура. На входе в каждый парогенератор питательный трубопровод делится на два трубопровода Ду100, по которым питательная вода подается в секции парогенератора. 
    На каждом из трубопроводов к парогенераторам установлена двойная пневмоприводная арматура, одна из которых (первая от реактора) – запорная нормально-открытого исполнения, вторая – невозвратно-запорная нормально-закрытого исполнения с дренажом между ними. 
    Перегретый пар выходит из каждой секции парогенератора по трубопроводам Ду250, которые объединяются в трубопровод Ду350, на котором установлена двойная пневмоприводная запорная арматура нормально-закрытого исполнения. Перегретый пар по четырем главным паропроводам подается в турбинное отделение.
    Из участков паропроводов между двойной запорной арматурой каждого парогенератора предусмотрен отвод пара в технологический конденсатор. К трубопроводам пара до запорной арматуры и питательной воды между двойной запорной арматурой каждого парогенератора подключена система аварийного отвода тепла.
    Трубопроводы и арматура парогенераторов рассчитаны на давление первого контура. Контроль герметичности парогенератора производится путем непрерывного измерения активности пара в паропроводах датчиками активности и периодического отбора проб второго контура аппаратами пробы пара после каждого парогенератора. Также предусмотрено измерение активности газа на выхлопе эжекторов главного конденсатора. 
    В случае межконтурной течи при повышении активности пара в паропроводе после парогенератора, дефектный парогенератор автоматически или дистанционно отсекается по пару и питательной воде двойной запорной арматурой. Автоматическое отключение текущего парогенератора осуществляется при достижении активности пара аварийной установки по сигналам датчиков активности, установленных на паропроводах. 
    Применение в установке аппаратов пробы пара позволяет обеспечить обнаружение межконтурной разгерметизации парогенератора на ранней стадии развития дефекта при повышении активности на выхлопе эжекторов главного конденсатора и дистанционное ее отключение, тем самым предотвращая практически полностью выход активности во второй контур. 
    Для предотвращения переопрессовки отсеченного по второму контуру парогенератора используются автоматические предохранительные устройства, подключенные к первому контуру и к трубопроводам подачи питательной воды в парогенератор. При повышении давления в полости второго контура отключенного парогенератора сверх допустимого автоматически срабатывает предохранительное автоматическое устройство: полость второго контура соединяется с первым контуром путем разрыва в предохранительном автоматическом устройстве калиброванной шейки наконечника предохранителя с обеспечением гарантированного проходного сечения, через которое происходит сброс избыточного давления. Давление срабатывания устройств 19,6 МПа. 
    Для контроля работы второго контура предусмотрено установка следующих первичных измерительных преобразователей: 
• на паропроводах после каждой секции парогенератора до запорной арматуры установлены датчики давления; 
• на паропроводах после первой запорной арматуры установлены термопреобразователи;
 • на паропроводах после первой запорной арматуры и после второй запорной арматуры (объединяющих коллекторах и главном паропроводе) установлены блоки детектирования системы радиационно-технологического контроля; 
• на общем трубопроводе питательной воды (до двойной запорной арматуры) установлены датчики перепада давления (на питательных клапанах), датчики измерения расхода питательной воды, термопреобразователи и датчики давления
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
     
    1 Тепловая схема РУ ВБЭР – 600
    
    1.1Выбор и обоснование расчетной схемы
    1.1.1 Выбор конструктивной схемы турбины
    Допустимая влажность после отдельных цилиндров турбины зависит, прежде всего, от величины окружной скорости, т.е. от высоты лопатки рабочего колеса и числа оборотов машины. В зависимости от этих обстоятельств решается и конструктивная схема турбины.                                                                                                                                                                                   Турбины различаются:
     -по числу цилиндров:
    а) одноцилиндровые;
    б) многоцилиндровые.
    В частности, в нашем случае 2 цилиндра: цилиндр высокого давления, цилиндр низкого давления.
    -по типу ступеней цилиндра высокого давления: 
    а) активные;
    б) реактивные.
    Турбина является двигателем, в котором теплота рабочего тела (пара или газа) последовательно преобразуется в кинетическую энергию струи, а затем в механическую работу.
    Вытекающий из сопла поток пара или газа, обладающий значительной кинетической энергией, действует на лопатки с силой, которая зависит от формы их поверхности.
    Турбины, в которых весь располагаемый теплоперепад преобразуется в кинетическую энергию потока в соплах; а в каналах между лопатками расширения не происходит, называется активными турбинами.
    Реактивные турбины - турбины, у которых располагаемый теплоперепад преобразуется в кинетическую энергию потока не только в соплах, но и на рабочих лопатках.
    -по числу валопроводов: 
    а) одновальные турбины;
    б) двухвальные.
    Существует быстрозапорный клапан. Он необходим для быстрого отсечения турбины в случае её неполадок, это отсеченная арматура. В зависимости от потребляемой сетью мощности генератор может работать на 100% нагрузки, для чего необходима подача пара расходом q и расходом нагрузки <100% .
    Регулировочные клапаны входят в состав турбины и работают в зависимости от мощности электрогенератора.
    На рисунке 2 представлена конденсационная турбина, работающая на слабоперегретом  паре, имеющая: цилиндр высокого давления, цилиндр низкого давления.
    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 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.



Рисунок 2 Схема конденсационной турбинны работающей на слабоперегретом паре
ППП- промежуточный пароперегреватель, С-сепаратор, ЭГ- электрогенератор, ЦВД- цилиндр высокого давления, ЦНД – цилиндр низкого давления, ПНД4- подогреватель низкого давления, ПВД1- подогреватель высокого давления, I-VII – отборы пара.
    1.1.2 Процесс расширения пара в турбине
    Процесс расширенияпара в i-s диаграмме приводятся в приложении Б.
    Параметры i-s диаграммы сведены в таблицу 1.
Таблица 2 – Параметры i-s диаграммы

Точка


Р, МПа

t, oC
i,  



















ib=2496.2; xb=0,86



ic=2755; xc=0,99




















Энтальпия пара определена по i-s диаграмме Приложение А
Точки из расчетной тепловой схемы Приложение Б
 Определение параметров пара перед турбиной
Рассчёт давления пара перед турбиной:
tвых=347,3-14=333,32 оС -температура в первом контуре
t2= tвых -?tкм=333,32-11=322,32 оС -температура насыщения пара в парогенераторе
P_ПГ^(t_s^ПГ )=11,638МПа- давление при температуре насыщения в парогенераторе
Р0=PПГ-?P=11,638-4=7,638МПа-давление пара перед турбиной 
t0 =293 оС -температура пара перед турбиной 
 Располагаемый теплоперепад в ЦВД



(1)

 Действительный теплоперепад в ЦВД
               (2)
 Располагаемый теплоперепад в ЦHД

                 (3)


 Действительный теплоперепад в ЦHД

               (4)


Описание i-s диаграммы:
 аa'- характеризует потери давления пара на паровпускных устройствах ЦВД;
 a'a'' – характеризует идеальный адиабатический процесс расширения пара в ЦВД;
 a'b - характеризует действительное расширение пара в ЦВД;
 bc- характеризует процесс сепарации пара;
 cd – характеризует процесс перегрева пара в ППП;
 dd'-  характеризует потери давления пара на паровпускных устройствах ЦНД;
 d'd'' – характеризует идеальный адиабатический процесс расширения пара в ЦHД;
 d'е - характеризует действительное расширение пара в ЦНД.
    1.1.3 Сепаратор-пароперегреватель
    В турбинах АЭС, работающих на насыщенном паре, одной из наиболее важных, является проблема уменьшения влагосодержания в проточной части турбины. Поступающий в турбину пар уже содержит около 0,3% влажности и если турбоустановка не будет иметь влагоотделителей, то влажность в последних ступенях турбины может достигнут 24%, что приводит к значительному снижению внутреннего к.п.д. турбины и недопустимой эрозии лопаток турбины.
       Для снижения конечной влажности пара в тепловой схеме турбины предусмотрена промежуточная сепарация пара с последующим паровым перегревом отсепарированного пара, осуществляемая вне корпуса турбины в комбинированных аппаратах – сепараторах-пароперегревателях (СПП). Применение промежуточной сепарации и двухступенчатого перегрева повышает тепловую экономичность турбины.
       Для обеспечения надежности работы турбины, в схеме которых предусмотрены сепараторы-пароподогреватели, а также для обеспечения нормальных условий эксплуатации этих аппаратов должны быть соблюдены следующие условия:
           1. Аппараты в процессе эксплуатации должны быть "сухие", другими словами сепарат влажного нагреваемого пара и конденсат греющего пара должны выводится из них и сливаться в промежуточные емкости. Этим предотвращается возможность заброса воды в турбину или разгон ее выпаром сепарата или конденсата в режимах резкого снижения нагрузки, с отключением генератора.
           2. В промежуточных емкостях должен поддерживаться постоянный уровень сепарата или конденсата, чтобы избежать поскоков пара через работающий аппарат.

	
           3. Для поддержания процесса теплообмена в пароподогревателях, а так же для предотвращения накопления опасной концентрации гремучей смеси, должно быть предусмотрено удаление из аппарата неконденсирующихся газов, выделяющихся пр конденсации греющего пара.
           4. Аппараты должны быть защищены от недопустимого повышения давления в них при аварийных ситуациях.
    На рисунке 3 приведена схема сепаратора –пароперегревателя СПП-500-2


    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    
    1 — опорная решетка модулей; 2 — модули II ступени перегрева;3 — модули I ступени перегрева; 4 — перегородка между модулями I и II ступеней перегрева; 5 — корпус; 6 — блоки сепарационные;  7 — раздающая камера;А — вход влажного пара; Б — отвод сепарата после сепарационной части;В — выход перегретого пара; Г — подвод греющего пара к модулям II ступени;Д — подвод греющего пара к модулям I ступени;Е — отвод конденсата греющего пара из модулей II  ступени;Ж — отвод неконденсирующихся газов из модулей I ступени;3 — отвод конденсата греющего пара из модулей I ступени; И — отвод неконденсирующихся газов из модулей II ступени;К — к предохранительным клапанам; Л — к отбору.
    Рисунок 3 - Сепаратор –пароперегреватель СПП-500-2

    1.1.4  Описание принципиальной схемы системы конденсата
	Принципиальная схема системы конденсата приведена на рисунке 4.

К – главный конденсатор турбины;
КНI,КН II – конденсатные насосы;
БОУ – блочно-очистная установка;
ОЭ – эжектор-охладитель отсоса смеси из ГК;	
ЭУ – эжектор-охладитель отсоса смеси из уплотнений турбин.
ОД – охладитель дренажа;
ДН –дренажный насос;
ПНД1, ПНД2, ПНД3, ПНД4 – регенеративные подогреватели низкого давления;		СМ1, СМ2 – смесители;
Рисунок 4 - Принципиальная схема системы конденсата
	Замкнутость пароводяного цикла тепловых электростанций предопределяет необходимость конденсации всего расхода пара,проработавшего в турбине.Этотпроцесс 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 циркуляционнойохлаждающей воды от начальной температуры tох1 до конечной tох2, поэтому температура конденсации должна превышать tох2 и может лишь приближаться к ней. Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор tох1 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 вышеатмосферного. 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 (ts)  и тем самым оптимальная величина минимального температурного напора составляет: для ПНД из углеродистой стали – 1?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.
    1.1.4.1  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 5 приведена типичная конструкция вертикального двухкорпусного конденсатного насоса. 

   
    1-наружныйкорпус;2-внутренний корпус;3-ротор;4-нижний подшипник;
5-патрубок всасывания;6-диафрагма;7-патрубок нагнетания;8-верхний подшипник.
Рисунок 5 - Вертикальный конденсатный насос
    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.
    1.1.4.2 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.
    1.1.4.3 Регенеративные подогреватели  низкого давления (ПНД)
    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 потомуотличаются. 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 (рисунок 6). Для них давление воды по тракту независимо от давлений пара в отборах турбины.
    
    
    
    

    
    
    
    
    
1-трубная система;2-вход воды;3-выход воды;4-отсос парогазовой смеси;5-к водоуказательному прибору;6-опорожнение трубной системы;7-выходконденсата греющего пара;8-впуск конденсата греющего пара соседнего подогревателя;9-вход греющего пара
Рисунок 6 - ПНД с трубной системой из аустенитной нержавеющей стали
    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 сред приведена на рисунке 7.
вход нагреваемого	выход основного
  конденсата	конденсата

ввод греющего
  пара






   
  	
  выход конденсата греющего пара
Рисунок 7 - Схема движения сред в ПНД
    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, обладающи
    евысокой коррозионной стойкостью. К их числу относятся латуни и нержавеющие стали.
    Латуни дешевы и обладают высокой теплопроводностью. Однако поступление в воду оксидов меди, составляющих основу латуней, недопустимо для одноконтурных АЭС. 
    Поэтому латунные ПНД  используют только в турбинных установках двухконтурных АЭС. Нержавеющие аустенитные стали дороги и обладают низкой теплопроводностью, поэтому их применение для ПНД ограничивается турбинными установками одноконтурных АЭС.
    1.1.4.4 Подогреватели высокого давления (ПВД)
    На рисунке 8 представлено общее устройство ПВД.

    
1 -Выход воды; 			4 - Выводы к уровнемеру; 
2 - Трубная система; 		5 - Вход воды; 
3 - Коллекторы; 			6 – Вход конденсата греющего пара соседнего ПВД
Рисунок 8 - Регенеративный подогреватель высокого давления
    В ПВД вместо водяных камер и трубных досок применяются вертикальные коллекторы, к которым присоединяются горизонтальные змеевики, выполненные в виде сварных спиралей. Перегородки 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 9).
     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.
	На рисунке 9 представлена схема движения питательной воды в ПВД.

Рисунок 9 - Схема движения питательной воды в ПВД
    1.1.4.5 Схема эжекторной  установки для отсоса газовоздушной смеси из конденсатора
    	Имеются две группы эжекторов: основные и резервные. Основные эжекторы дляуменьшения расхода пара делают многоступенчатыми. 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. Схема эжекторной  установки для отсоса газовоздушной смеси из конденсатора приведена на рисунке 10.

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 .......................