1.6.3 Расчет дифференциального напора конденсатного, дренажного и питательного насоса

1. Конденсатный насос [3, стр. 16]

Напор конденсатного насоса может быть определён из выражения (1.11):

ΔP_КН=P_Д+ ΣΔP_ПНД+ ΔP_ОД+ ΔP_ОЭ + ΔP_ЭУ+ ΔP_КО+ ΔP_ТР+ ΔP_ГЕОД–P_К–P_ВСКН, (1.11)

где ΔP_ПНД– гидравлическое сопротивление ПНД

ΔP_ПНД= (0,06÷0,1) МПа, принимаем;

ΔP_ОД– гидравлическое сопротивление в охладителе дренажа

ΔP_ОД= (0,03÷0,06) МПа, принимаем;

ΔP_ОЭ- гидравлическое сопротивление водяной полости охладителя паровоздушной смеси конденсатора турбины

ΔP_ОЭ= (0,05÷0,07) МПа, принимаем ΔP_ОЭ= 0,06 МПа;

ΔP_ЭУ- гидравлическое сопротивление водяной полости охладителя паровоздушной смеси системы отсоса от уплотнений турбины

ΔP_ЭУ= (0,05÷0,07) МПа, принимаем ΔP_ЭУ= 0,06 МПа;

ΔP_КО– гидравлическое сопротивление системы конденсатоочистки

ΔP_КО= (0,3÷0,5) МПа, принимаем ΔP_КО= 0,4 МПа;

ΔP_ТР- гидравлическое сопротивление элементов трубопроводов и арматуры

ΔP_ТР= (0,1÷0,2) МПа, принимаем ΔP_ТР= 0,15 МПа;

ΔP_ГЕОД– геодезический напор между осью колеса конденсатных насосов и уровнем в деаэраторе

ΔP_ГЕОД = (0,6÷1,0) МПа, принимаем ΔP_ГЕОД = 0,8 МПа;

P_ВСКН- геодезический напор на всасе конденсатных насосов

P_ВСКН≈ 0,1 МПа.

ΔP_КН=МПа

(1.13)

=0,90,007+0,06+0,06+0,4+0,4+0,04+0,15+0,8=2

, тогда

2. Напор питательного насоса определяется исходя из величины давления пара перед турбиной, гидравлических потерь по трассе, геодезического подпора, давления в деаэраторе и др. (выражение 1.15):

ΔP_ПН=P₀+ΔP_ПАР +ΔP_ПГ + ΣΔP_ПВД+ ΔP_ТР+ ΔP_ПКЛ+ ΔP_ГЕОД –P_Д, (1.15)

где P₀ –давление пара перед турбиной

P₀=15МПа;

ΔP_ПАР– гидравлическое сопротивление элементов главного трубопровода и арматуры

ΔP_ПАР= (0,04÷0,09)P₀МПа, принимаемΔP_ПАР= 0,05*15=0,75 МПа;

ΔP_ПГ– гидравлическое сопротивление парогенератора

ΔP_ПГ= (0,5÷0,8) МПа, принимаемΔP_ПГ= 0,6 МПа;

ΔP_ПВД– гидравлическое сопротивление ПВД

ΔP_ПВД= (0,05÷0,1) МПа, принимаем ΔP_ПВД= 0,07 МПа,МПа;

ΔP_ТР– гидравлическое сопротивление элементов трубопроводов питательной воды

ΔP_ТР= (0,1÷0,2) МП, принимаем 0,15 МПа;

ΔP_ПКЛ–перепад давления на регуляторе расхода питательной воды (питательном клапане)

ΔP_ПКЛ=(0,5÷1) МПа, принимаем ΔP_ПКЛ=0,6 МПа

ΔP_ГЕОД– геодезический напор между осью колеса питательного насоса и уровнем в сепараторе

ΔP_ГЕОД= (0,6÷1) МПа, принимаем ΔP_ГЕОД=0,4 МПа;

P_Д –заданное давление в деаэротаре

P_Д=0,65МПа;

ΔP_ПН==16,58МПа.

3. Напор дренажного насоса

ΔР_ДН=Н*ρ*g (1.16)

ΔР_ДН=35*961.9*9.8=0,32МПа;

H - напор насоса, Н=35 м;

ρ – плотность воды, ρ=961,9 кг/м3;

g – ускорение свободного падения, g=9.8 м/с2.

1.7Испарительные установки и теплофикационные установки

1.7.1 Испарительные установки

Кроме регенеративных подогревателей в состав тепловой схемы атомных электростанций могут входить испарители и подогреватели сетевой воды. Все они являются теплообменниками поверхностного типа с применением в качестве греющей среды отборного пара турбины (как и для регенеративных подогревателей). Конденсат греющего пара после теплообменников возвращается в цикл через систему регенеративного подогрева.

В испарителях по обогреваемой стороне производится насыщенный пар. Если он направляется непосредственно в регенеративную систему для конденсации в одном из её подогревателей или поступает в неё в виде конденсата, полученного на теплообменной поверхности на пути из испарителя в регенеративную систему, то назначение такой установки – восполнение убыли воды. Если конденсация пара испарителя в пределах станции не осуществляется и он отпускается какому-либо потребителю вне ее, то такую установку называют паропреобразователем, так как, питаясь паром одного давления, он отпускает пар другого давления.

Отборный пар турбины, используемый в качестве греющей среды испарителя, называют первичным, а пар, получающийся из обогреваемой среды, - вторичным.

Так как в пар турбин даже двухконтурной станции возможно хотя бы незначительное попадание радиоактивных веществ из первого контура, то при отдаче пара из паропреобразовательной установки радиоактивность распространяется за пределы станции. Поэтому паропреобразовательные установки с отдачей вторичного пара на предприятия на атомных электростанциях с водным теплоносителем не применяют.

Значительно более благоприятные перспективы использования АЭС при отпуске теплоты потребителю в виде горячей воды для отопления, вентиляции, горячего водоснабжения. В этом случае давление нагреваемой воды может быть бо́льшим, чем давление греющего пара, и тем самым будет исключено перетекание радиоактивной среды в теплоноситель.

На рисунке 18 изображена схема одноступенчатой испарительной установки.

а – без охладителя продувочной воды; б – с охладителем продувочной воды; 1 – подвод первичного пара; 2 – корпус испарителя; 3 – отвод вторичного пара; 4 – конденсатор вторичного пара; 5 – регулятор уровня; 6 – конденсатоотводчик; 7 – сборник конденсата; 8 – подача питательной воды; 9 – продувка испарителя; 10 – греющая секция; 11 – охладитель продувки испарителя; 12 – охладитель конденсата греющего пара

Рисунок 18 – Схема одноступенчатой испарительной установки