Баланс воды и примесей в пароводяном контуре аэс.

П ри составлении материального баланса в тепловой схеме про­дувка не учитывается, так как после очистки продувочная вода полностью возвращается в цикл. В материальном балансе не учитываются также присосы q технической воды в конденсаторе (см. гл. 7), которые составляют 0,004-0,01% от расхода пара на тур­бину. Но они должны быть учтены при сведении солевого баланса в тепловой схеме. Основные потери воды и пара имеют место в эле­ментах , находящихся при высоких давлениях, поэтому условно все утечки относят к свежему пару. Для компенсации потерь в контур подается добавочная вода. Добавочная вода направляется, как пра­вило, в конденсатор. Она могла бы направляться в деаэратор, но тогда из-за большого перепада температур между деаэратором и до­бавочной водой деаэрация добавочной воды будет затруднена. При подаче ее в конденсатор она вначале проходит деаэрацию в деаэрационном устройстве конденсатора, а затем проходит дополнительную очистку на БОУ.

На рис. 9.4 представлена расчетная схема второго контура АЭС с ВВЭР для баланса расходов и примесей воды. Все расходы по элементам тепловой схемы Di выражаются в долях αi от расхода пара на турбину Dо.

Материальный баланс пароводяного контура запишется в виде:

(9.1)

где ;

При расчете тепловой схемы составляются уравнения материального баланса для отдельных элементов тепловой схемы.

Для парогенератора материальный баланс запишется:

(9.2)

где α_i - доля пара, идущего на промежуточный пароперегреватель; p – доля воды, идущей на очистку (продувку), ; α_пг - паропроизводительность парогенератора: (9.3)

Материальный баланс деаэратора запишется:

(9.4)

где αк - доля пара, идущего в конденсатор, ; - доли пара, отбираемых на регенеративные подогреватели низкого и высокого давлений;

, , α_с - количество отводимого сепаратора,

.

Материальный баланс турбины:

(9.5)

Кроме материальных балансов составляются солевые балансы (балансы по примесям). При составлении балансов по естественным примесям (хлоридам, кремнекислоте, солям жесткости и др.) необ­ходимо учитывать присосы технической воды в конденсаторе, так как они являются основным источником поступления естественных примесей в цикл.

Баланс естественных примесей для парогенератора:

(9.6)

где Sпв, Sпг, Sп - концентрация естественных примесей в питательной и продувочной водах и паре, мг/кг.

Уравнение солевого баланса для деаэратора запишется:

(9.7)

S_пг.оч. - концентрация примесей после фильтров, мг/кг;

S_т.в. - концентрация примесей в охлаждающей (технической) воде, мг/кг.

Солевой баланс для всего пароводяного контура запишется так:

(9.8)

Добавочная вода в настоящее время приготавливается по прин­ципу двух- или трехступенчатого обессоливания, поэтому можно принять, что , и (9.8) запишется:

(9.9)

Если в схеме имеется БОУ, то

(9.10)

где S_к.оч. - концентрация примесей после БОУ, мг/кг.

Для определения концентрации продуктов коррозии, поступаю­щих в цикл, необходимо знать скорости коррозии конструкционных материалов и коэффициенты перехода продуктов коррозии в воду. Количество продуктов коррозии железа, поступающих в цикл, будет равно , мг/ч, где - суммарная поверхность перлитных и углеродистых сталей, контактирующая с водой, м² ; η_Fe - коррозии сталей, мг/(м²·ч);

χ_Fe - коэффициент перехода продуктов коррозии в воду.

Таким образом, концентрация окислов железа в питательной воде будет равна

(9.11)

на тракте от конденсатора до деаэратора можно принять мг/(м²·ч), а на тракте после деаэратора - мг/(м²·ч).

Соответственно концентрация окислов меди в питательной воде определится

(9.12)

где - суммарная поверхность латунных сплавов, контактирующая с водой, м² ;

η_Cu - скорость коррозии латуни, мг/(м·ч); χ_Cu коэффициент перехода окислов меди в воду.

Для конденсаторов и ПНД можно рекомендовать мг/(м²·ч).

Растворимость продуктов коррозии в воде невелика, поэтому большая их часть находится в виде шлама, что затрудняет вывод их из цикла.

Режимы эксплуатации тепловой схемы (основные сведения). Подготовка ПТУ к вводу в действие. Эксплуатация на номинальном и частичных режимах. Вывод установки из действия. Стояночные режимы. Консервация и расконсервация.

Под эксплуатацией оборудования АЭС понимается работа оборудования на всевозможных режимах после его монтажа. Поэтому режимы работы подразделяются в первую очередь пуско – наладочные и эксплуатационные.

В ПНР проводится первичное опробование всех систем, обкатка оборудования, физический и энергетический пуски блока с целью выявления технологических, проектных и монтажных дефектов и соответствия основных параметров принятым техническим решениям.

При НПР штатные системы контроля дополняются временными системами для получения более полной информации о работе оборудования.

При физическом пуске снимаются основные нейтронно – физические характеристики реактора, проверяется работа системы управления и защиты реактора, ее эффективность.

При энергетическом пуске исследуются физические, теплофизические, теплогидравлические характеристики реактора, основные характеристики всего тепломеханического оборудования, опробование и накладка всех систем управления, в том числе и в аварийных ситуациях. Эля этого вызывают специальное срабатывание аварийных защит.

ПНР проводятся по специально разработанной программе персоналом станции совместно с разработчиками основного оборудования, представителями проектных, монтажных и наладочных организаций.

После завершения ПНР и пробной эксплуатации оборудования на номинальном режиме блок передается в постоянную эксплуатацию. Номинальный режим работы – это работа блока на номинальной мощности.

Эксплуатационные режимы подразделяются на режимы нормальной эксплуатации и аварийные.

Режимы нормальной эксплуатации включают в себя стационарные (установившиеся) и нестационарные (динамические) режимы.

В стационарных режимах параметры блока остаются постоянными, в нестационарных режимах они изменяются.

Ремонт

ПНР

Эксплуатация

Физический пуск

Энергетический пуск

Нормальная эксплуатация

Аварийные режимы

Режимы работы

Перезарядка

Стояночный режим

Нестационарные

Стационарные

Подготовка к пуску

Консервация

Номинальные и частичные режимы

Переход с уровня на другой уровень N

Пуск

Остановка

Основными эксплуатационными режимами являются стационарные. Динамические режимы связаны с переходными процессами при изменении уровня мощности, с пусками и остановками блока. Эти режимы характеризуются большим количеством переключений в технологической схеме, включением и отключением отдельного оборудования.

Аварийные режимы связаны с нарушениями нормальной работы оборудования, с изменениями тех или иных параметров сверх допустимых пределов.

В качестве основных аварийных режимов на АЭС принимаются:

1) непредвиденные сбросы электрических нагрузок;

2) полное обесточивание станции (потеря напряжения на шинах СН станции);

3) незапланированные изменения радиоактивности вследствие неконтролируемого положения кассет СУЗ реактора, изменение концентрации, борной кислоты;

4) резкое сокращение расхода теплоносителя через активную зону или отдельные технологические каналы;

5) течь воды I контура через оборудование или трубопроводы реакторного контура;

6) нарушение герметичности ТВЭЛов и увеличение радиоактивного теплоносителя.

7) нарушение плотности главных паропроводов.

Основными режимами агрегатов и блоков является режим пуска и остановки,работа под нагрузкой, нахождение в резерве.

Режим пуска представляет собой систему последовательных операций, проводимых непосредственно персоналом или автоматическими устройствами. Основное внимание при пуске уделяется равномерному прогреву оборудования и соблюдению допустимых скоростей роста температур наиболее ответственных элементов (паропроводов, цилиндров и роторов турбин, корпуса реактора).

Подготовка к пуску.

Перед пуском реакторов АЭС циркуляционные насосы заполняются теплоносителем, уточняется запас реактивности, проверяется действие стержней регулирования и защиты. Затем производится разогрев контура до t = 100 ÷ 150 ⁰С с одновременным подъемом давления. Температура теплоносителя повышается за счет работы электроподогревателей или (на ВВЭР – 210) работы циркуляционных насосов, пускаемых с этой целью. Время разогрева от 40 до 100 ⁰С составляет 4 – 6 часов.

При подготовке к пуску турбин, проверяется действие автоматов безопасности, состояние масляной системы и опробование резервных масляных насосов, легкость перемещения регулирующих и стопорных клапанов, исправность валоповоротного устройства. Производится прогрев подводящих паропроводов посредством подачи в них пара. Далее включается валоповоротное устройство и дается пар на прогрев проточной части и корпусов турбины.

Пуск – это операция приведения агрегата в действие и прогрев его элементов до рабочей температуры.

Пуск реакторов АЭС начинается с извлечения регулирующих стержней и доведения активной зоны до критического состояния. После начала цепной реакции поддерживается такой уровень мощности, который обеспечивает прогрев реактора и всего контура с допустимой скоростью роста температуры. Контроль за нарастанием мощности ведется с помощью пусковых, а затем рабочих ИК. При достижении температуры теплоносителя до 60 ÷ 70 % номинальной, начинается пуск второго контура: подается пар на прогрев ПГ и паропроводов, пускаются подпиточные и питательные насосы, подается пар к турбинам.

Пуск турбин начинается с подачи пара через регулирующие клапаны и трогания ротора. Прогрев турбины ведется с постепенным возрастанием расхода пара и числа оборотов ротора с таким расчетом, чтобы скорость роста температуры не превышала допустимую для данного типа турбины. К концу прогрева обороты ротора доводятся до номинального значения.

Включение в работу и набор нагрузки является заключительной операцией. Для ЯР переход от пуска к включению не имеет четкой границы. Для двухконтурных АЭС этот момент начинается с пуска питательных насосов II контура, после чего тепловая нагрузка интенсивно возрастает. Набор нагрузки реактора осуществляется изменением положения стержней регулирования.

Для турбины включение в работу считается с момента синхронизации генератор а с сетью и включения соединения соединительного выключателя. Набор нагрузки турбины производится открытием регулирующих клапанов.

Скорость набора нагрузки для всех типов турбин регламентируется по времени заводскими инструкциями.