Тепловая схема энергоблока

­Энергоблок 1000 МВт двухконтурной АЭС состоит из водо-водяного энергетического реактора ВВЭР-1000 и одновальной конденсационной турбоустановки К-Ю00-60/1500 ХТЗ. тепловая мощность реактора Qp=s;3200 МВт при температуре теплоносителя на входе и выходе из реактора 289 и 322°С, при давлении воды в корпусе реактора 16 МПа и ее расходе в 76-103 м3/ч. Топливом служит обогащенный до 3,3—4,4% уран.

Турбина имеет четыре цилиндра. Свежий пар с параметрами 6 МПа, 275 °С со степенью сухости хп =99,5 % через группу стопорных и регулирующих клапанов (дроссельное регулирование) поступает в двухпо-точный ЦВД, после чего направляется для сепарации влаги и двухступенчатого парового промежуточного перегрева в сепаратор-пароперегреватель (СПП) при разделительном давлении рс==1,0 МПа и х°с=87,8%. После промежуточного перегрева пар с параметрами 0,93 МПа и 262 °С подводится по ресиверам к трем двухпоточным ЦНД, а часть его забирается для турбопривода питательного и бустерного насосов. Конечное давление в двухсекционном конденсаторе составляет ркср=4 кПа (pKi=3,6 кПа, рк2=4,4 кПа). Номинальная расчетная электрическая мощность турбоагрегата энергоблока принята 1000 МВт.
Турбина имеет семь регенеративных отборов пара: три из ЦВД и четыре из ЦНД. Конденсат турбины подогревается в охладителе основных эжекторов и в охладителе уплотнений, в двух смешивающих (П7 и П6) и в двух поверхностных (П5 « П4) ПНД. После деаэратора питательная вода бустерным и питательным насосами прокачивается через три ПВД и подается для питания четырех парогенераторов энергоблока. ПВД имеют охладители дренажа греющего пара; поверхностные ПНД выполнены только с зоной конденсации пара. Применены два смешивающих ПНД горизонтальной конструкции, включенные по гравитационной схеме.
Питательная установка имеет конденсационную приводную турбину, питаемую перегретым паром после СПП. Конденсат приводной турбины конденсатным насосом направляется в основной конденсатор. Приводная турбина вращает главный питательный насос и бустерный насос через понижающий редуктор. Дренажи ПВД каскадно сливаются в деаэратор, а дренажи ПНД4 и ПНД5 при помощи дренажного насоса вводятся в линию основного конденсата за ПНД5; дренажи ОУ и ОЭ направляются через гидро-затворы в основной конденсатор. Греющий пар для двухступенчатой сетевой подогревательной установки отбирается из четвертого и пятого отборов турбины. Конденсат этого пара каскадно сливается в охладитель дренажей О ДБ, а затем в основной конденсатор.
Продувочная вода после парогенераторов АЭС направляется в расширитель продувки Р. Пар из расширь теля поступает в деаэратор. Дренаж расширителя проходит через теплообменники Т01 и Т02, очищается в фильтрах и также направляется в деаэратор. На собственные нужды энергоблока и АЭС используется пар из третьего отбора турбины. Его конденсат поступает в ПНД6.
Потери пара и воды второго контура энергоблока АЭС условно отнесены к потокам отборного пара: из четвертого (ауТ4=0,007) и из шестого (аутв=0,008) отборов в количестве аут=0,015 и восполняются добавочной водой химической водоочистки, подаваемой в основной конденсатор с температурой 40 °С.
Принята следующая схема использования протечек пара из главной турбины: из стопорных и регулирующих клапанов ЦНД протечки поступают в линию перегретого пара перед ЦНД. Протечки первых камер уплотнений ЦВД направляются в деаэратор, вторых камер ЦВД —в ПНД (П7); к концевым уплотнениям ЦВД и трех ЦНД подводится пар из деаэратора; из концевых уплотнений всех цилиндров пар отсасывается паровым эжектором (поток пара из деаэратора аэ.у) в охладитель уплотнения ОУ. Протечки воды питательного насоса и протечки пара его приводной турбины в расчете не учитывались.
Точка процесса пара отвечает его состоянию на входе в ступени ЦВД, точки 3, з1, З11, Зш, 3IV — параметрам пара соответственно: за ЦВД, после сепаратора, после промежуточного перегревателя первой ступени на отборном паре из ЦВД (ПП0), после промежуточного перегревателя второй ступени (ППС), на входе в ступени ЦНД. Приняты следующие относительные значения потери давления пара: в стопорных и регулирующих клапанах ЦВД — 3, в сепараторе влаги — 2, в промежуточных перегревателях ПП0 и ППС по тракту обогреваемого пара соответственно по 2,5, в стопорных и регулирующих клапанах ЦНД — 2%. Температурные напоры в промежуточных пароперегревателях по греющему пару принимались с учетом их конструктивных особенностей, а также потери давления греющего пара от точки его отбора до ПП0 и ППС в размере: ППО = 19,5°С., ППС = 13,6°С. Температура нагреваемого пара за ППО = 211 °С, за ППС =262 °С.
Давление пара перед приводной турбиной питательной установки принято рот-п=0,80 МПа, в ее конденсаторе Ркт-П=6 «Па, энтальпия пара соответственно равны Л0Т-П=2972 кДж/кг, /гкт-п=2327 кДж/кг. Температура воды в сетевой подогревательной установке следующая: на входе — 70, между ступенями ВС и НС — 100, на выходе 130 °С. Отпуск теплоты на отопление принят равным 250 ГДж/ч. Давление сетевой воды 1 МПа.
Давление среды в расширителе продувки парогенераторов АЭС принято рр5»1,06рд=0,69 МПа, а температура продувочной воды до и после фильтров составляет 50 и 45 °С. Параметры свежего пара за парогенераторами соответствуют параметрам первого контура и конструкции самих парогенераторов.

­