Особенности тепловых схем и турбоустановок АЭС. Турбина аэсВ России изготовлена вторая турбина для БелАЭС СОНАР-2050Турбина мощностью 1200 МВт предназначена для второго энергоблока БелАЭС. Силовые машины» изготовили и успешно провели заводские испытания на валоповоротном устройстве быстроходной турбины мощностью 1200 МВт, предназначенной для второго энергоблока строящейся Белорусской АЭС. В ближайшее время турбина будет разобрана и предъявлена на приемочную инспекцию заказчику. Контракт на изготовление основного оборудования машинного зала белорусской атомной станции был заключен в 2012 году. В соответствии с его условиями «Силовые машины» изготовят и поставят для строящейся АЭС две комплектные турбоустановки, включая быстроходные паровые турбины мощностью 1200 МВт каждая, конденсаторы и оборудование вспомогательных систем, а также два комплектных турбогенератора мощностью 1200 МВт с оборудованием вспомогательных систем. Кроме того, специалисты «Силовых машин» выполнят шеф-монтаж поставленного оборудования. Сегодня «Силовыми машинами» изготовлен основной объем энергетического и теплообменного оборудования. На блоке №1 ведутся работы по монтажу турбины и турбогенератора. Справка: турбины для АЭС Быстроходные турбины мощностью 1200 МВт для АЭС - новые разработки «Силовых машин», ориентированные на энергоблоки нового поколения с повышенной надёжностью и безопасностью.В настоящее время турбины мощностью 1200 МВт являются самыми мощными быстроходными паровыми турбинами в мире. При их проектировании и производстве применены современные конструктивные решения и технологии с учетом опыта, полученного при изготовлении турбин для АЭС «Куданкулам» (Индия) и эксплуатации турбин на АЭС «Тяньвань» (КНР) и Калининской АЭС. Среди конструктивных решений, повышающих экономичность турбины, можно назвать применение усиленной рабочей лопатки последней ступени цилиндра низкого давления длиной 1200 мм на повышенный расход пара. В настоящее время это максимальные по длине лопатки, изготавливаемые серийно из титанового сплава, используемые в мировой практике для быстроходных паровых турбин. Использование цельнокованых роторов высокого и низкого давления с полумуфтами, а также реализация ряда пассивных и активных мероприятий для защиты деталей турбины против эрозии повышают надёжность оборудования. Кроме того, ряд технических решений обеспечивает высокую ремонтопригодность турбины. Подписаться на обновления темы www.sonar2050.org 8.2. Развитие турбины насыщенного пара. Атомные электрические станцииВ гл. 3 указывалась эффективность повышения давления перед турбиной, а в гл. 2 — увеличения ее единичной мощности. Этот процесс наглядно виден из табл. 8.1. Основные характеристики турбин насыщенного пара приведены в табл. 8.2 и 8.3. Процессы в h,s — диаграммах для всех турбин, упомянутых в этих таблицах, приведены на рис. 8.1 и 8.2. Из табл. 8.2 и 8.3 видно, что для турбинных установок, так же как и для паро-генераторных и реакторных, характерно последовательное увеличение единичной мощности и повышение начального давления. Таблица 8.1. Развитие турбины насыщенного пара для АЭС с ВВЭР Важным вопросом развития турбинной установки на насыщенном паре в свете увеличения ее мощности является выбор частоты вращения — 50 или 25 с-1. Быстроходные турбины меньше по габаритам и затратам металла, поэтому турбины для АЭС начали свое развитие с числа оборотов 50 с-1. Увеличение мощности до 500 и 750 МВт не встретило особых сложностей. Однако создание быстроходной машины на 1000 МВт было сложнее. Чем больше проходное сечение последней ступени, тем больше эрозионное воздействие на лопаточный аппарат. Уменьшить его можно увеличив давление за турбиной, однако при этом снизилась бы термическая эффективность. Разрешение этого противоречия конструкторы нашли в применении для последней ступени турбины титановой лопатки вместо стальной. Тем не менее влажность пара после ЦНД принята всего 8% (см. рис. 8.1в) в сравнении с влажностью 13% (см. рис. 8.1б.) для тихоходной машины той же мощности. Более подробное сопоставление характеристик последней ступени этих машин приведено в табл. 8.4. Считается, что мощность 1000 МВт является предельной для быстроходных машин. Дальнейшее увеличение мощности
турбины насыщенного пара возможно только в тихоходном варианте, как это и имеет место для зарубежных машин мощностью 1200 и 1300 МВт. Влажность пара после ЦСД для всех турбин АЭС допустима большей, чем после ЦНД, что объясняется меньшими диаметрами последней ступени ЦСД в сравнении с ЦНД и поэтому меньшими окружными скоростями и эрозионным воздействием влаги. Из табл. 8.2 и 8.3 и из рис. 8.1 и 8.2 видно, что наименьшее давление за турбиной составляет 0,004 МПа, что обосновано в гл. 3. Из табл. 8.2 видно также углубление вакуума при переходе от турбины 220 МВт к турбинам 1000 МВт, что способствует повышению тепловой экономичности (снижению удельного расхода теплоты), хотя для турбины большой мощности осуществить более глубокое расширение пара сложнее. Таблица 8.2. Основные характеристики турбины насыщенного пара для АЭСс ВВЭР Таблица 8.3. Основные характеристики турбины насыщенного пара для АЭСс РБМК-1000 Продолжение табл. 8.3. Таблица 8.4. Сопоставление последней ступени быстроходной н тихоходнойтурбин мощностью 1000 МВт Преимущества тихоходной турбины заключаются в возможности значительного увеличения торцовой площади единичного выхлопа, что позволяет уменьшить число ЦНД (см. табл. 8.2) и выходные потери. В связи с этим при равном начальном давлении пара перед турбиной и вакуума в конденсаторе тихоходная турбина имеет более высокую тепловую экономичность в сравнении с быстроходной. В сравнении с быстроходной турбиной тихоходная имеет и недостатки: большие затраты металла и трудоемкость изготовления. Один из показателей развития блоков АЭС — рост давления пара перед турбиной, что видно из табл. 8.2 и 8.3. Однако при этом ухудшаются условия работы регулирующих органов турбины. Парогенератор (см. гл. 6) или реактор (см. гл. 7), строго говоря, выдают не сухой насыщенный пар, а пар с влажностью 0,2% и даже 0,5%. Наибольшее значение энтальпии насыщенного пара имеет место в области давления от 2,9 до 3,1 МПа. Для давления выше 3,1 МПа энтальпия насыщенного пара уменьшается. В связи с этим при дросселировании пара в паропроводах до входа в турбину влажность пара увеличивается. Для турбин АЭС с ВВЭР это показано в табл. 8.5, причем для сравнения приведены расчеты и для первых турбин насыщенного пара с начальным давлением 2,9 МПа перед турбиной, отвечающим максимальному значению энтальпии пара. Таблица 8.5. Изменение влажности пара на пути от парогенератора до турбиныдля блоков ВВЭР Из табл. 8.5 следует, что с ростом мощности турбины в связи с одновременным увеличением давления возрастает (и заметно) влажность пара, поступающего в регулирующие устройства турбины даже при номинальном режиме. При частичных нагрузках имеет место еще и дросселирование в самих регулирующих органах турбины. В результате влажность пара может дойти до 1,0 — 1,5%. Это в определенной мере снижает надежность работы, а потому и длительность межремонтного периода, поэтому целесообразен хотя бы незначительный перегрев пара, например на 30-40 ℃. Такой перегрев повысил бы тепловую экономичность турбины за счет уменьшения влажности пара в ЦВД. Перегрев пара относительно легко может быть осуществлен в парогенераторе при вертикальной конструкции (см. гл. 6) и сложно выполнить в парогенераторе ВВЭР. nuclearfactor.ru ЛАЭС-2. Сборка турбины и приёмка топливных стержней для реактораТекст и фото: Евгений Юршин В декабре 2018 года запланирована остановка блока №1 РБМК (Реактор большой мощности канальный) ЛАЭС для того чтобы приготовить его к выводу из эксплуатации. Строительство блока №1 было начато в 1970 году, введён в эксплуатацию в 1974 году. На его замену будет использоваться реактор на ЛАЭС-2 типа ВВЭР-1200 (водо-водяной энергетический реактор). Его запуск планируется к маю 2018 году. Директор ЛАЭС, Владимир Перегуда: «Первый энергоблок строящейся Ленинградской АЭС-2 планируется в мае 2018 года сдать в промышленную эксплуатацию… В нынешнем году надо будет закончить все монтажные работы, выйти на программу «горячих» испытаний в начале 2017 года и затем — на пуск энергоблока»
На стройке ЛАЭС-2 я уже был год назад, посмотрим что изменилось за это время, специально для «РБ».
На первом энергоблоке Ленинградской АЭС-2 начался монтажу паровой турбины. ОАО «Силовые машины» ранее изготовило и провело её заводские испытания. Паровая турбина К-1200-6.8/50 мощностью 1200 МВт вращает ротор со скоростью 3000 оборотов в минуту. В турбине пар вращает лопатки, распложенные по кругу на роторе. Ротор турбины жестко связан с генератором, который и вырабатывает ток.
Для турбины К-1200-6.8/50 был разработан новый проект цилиндра высокого давления. Впервые в цилиндре высокого давления турбины для АЭС применено шесть ступеней (в ранее применяющихся на энергоблоках АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 турбинах К-1000 их было пять).
Повышение, по сравнению с «милионником», мощности турбины на 200 МВт потребовало применения «усиленной» титановой лопатки длиной 1200 мм с повышенными прочностными свойствами, что в свою очередь повлекло изменение конструкции роторов низкого давления. Система «турбинного остова» готова на 57%, первичное включение запланировано на 18.12.2016.
Вес всех элементов паровой турбины в сборе свыше 2180 тонн, для того, чтобы выдержать такую нагрузку и обеспечить безопасность здания, строители установили дополнительный фундамент: один для стен, другой для механизмов. Здание может выдержать землетрясение с магнитудой 7. Фундамент, на котором размещены механизмы, установлен на 84-х пружинных опорах.
Быстроходные паровые турбины и турбогенераторы мощностью 1200 МВт для АЭС – это последние разработки, ориентированные на атомные энергоблоки нового поколения с повышенной надежностью и безопасностью, создаваемые в РФ в рамках реализации проекта «АЭС-2006». Основной концепцией данного проекта является обеспечение с разумным запасом требований по безопасности при обеспечении рыночной привлекательности проекта, иными словами при увеличении мощности, сроков эксплуатации энергоблоков… очень важными стали требования к безопасности — было разработано устройство локализации расплава, изменена структура защитной оболочки реактора… Проект «АЭС-2006» по обеспечению безопасности и показателям надёжности работы полностью отвечает российским и международным требованиям.
Здание второго реактора находится в процессе постройки.
Заглянем в цех приёма и складирования свежего ядерного топлива. На него поступают новые тепловыделяющие сборки с завода изготовителя. На складе свежего топлива контейнеры хранятся до отправки на энергоблоки.
Со скоростью 60 см в минуту извлекаются топливные стержни из контейнеров, на данный момент, это имитация.
Комплекты имитаторов по характеристикам (размеры, вес) полностью соответствуют реальным. На них проверяется соответствие проектной технология перегрузки.
Топливный стержень должен быть теплостойким по отношению к теплу, вырабатываемому ядерным реактором, и достаточно прочным, чтобы противостоять радиационному воздействию расщепляющихся материалов.
Топливные стержни доставляются до АЭС в специальных контейнерах.
В помещениях сохраняется постоянный температурно-влажностный режим.
Директор ЛАЭС, Владимир Перегуда: «Ни одна из действующих АЭС в мире не оснащена подобной конфигурацией систем безопасности, как у нашей! У Международного агентства по атомной энергии к нам не было ни одного вопроса»
Работ по строительству новой АЭС ещё предстоит много, но не может не радовать, что всё идёт по графику. Другие публикации26.04.2016 в 09:12Вспоминая трагедию Чернобыля26 апреля 1986 года десятки пожарных и сотрудников Чернобыльской атомной электростанции приняли на себя радиоактивный удар. Ценой своих жизней они остановили возгорание четвёртого энергоблока, предотвратив ещё большую катастрофу. В этот день у Мемориала на Митинском кладбище вспоминают тех, кто самоотверженно выполнил свой служебный долг. rblogger.ru Турбина влажного пара для АЭСТурбины влажного пара для АЭС (рис. 3.5), как правило, имеют один ЦВД, после которого расположен сепаратор — промежуточный пароперегреватель, и несколько (от одного до четырех) ЦНД. [c.234]Турбина влажного пара для АЭС 233 Турбины конденсационные ЛМЗ 242 -- Турбоатома 243 [c.644] Типовой ЦНД для турбин влажного пара с частотой вращения и = 25 с конструкции Турбоатома (рис. 3.11) применяется для турбин мощностью 500—1 ООО МВт в двухконтурных схемах АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000. Цилиндр имеет однокорпусную конструкцию. Подводящие паропроводы крепятся к двум патрубкам на верхней половине цилиндра. Корпус ЦНД состоит из средней цилиндрической части и двух выходных патрубков, присоединяемых к средней части вертикальными фланцами. Корпус имеет горизонтальный разъем. [c.238] Характерным типом повреждений корпусных элементов паровых турбин является коробление корпусов ЦВД и ЦСД, вызывающее утечку пара — пропаривание через внутренний уплотняющий поясок и фланцы горизонтального разъема при эксплуатации. Как показали исследования [2], одним из основных факторов, влияющих на коробление корпусов, являются высокие пусковые температурные напряжения, вызывающие пластические деформации фланцев горизонтального разъема. В результате поверхность такого разъема имеет, как правило, волнообразную форму с наибольшим зазором, достигающим 2 мм. Особенно опасен такой тип повреждений для турбин АЭС, работающих при относительно низких температурах. Протечки влажного пара через неплотности разъема могут вызвать так называемую тепловую эрозию, которая в ряде случаев развивается со скоростью 2—5 мм за 10 ч [2]. [c.52]Высокопрочный чугун ВЧ 45-5 может применяться до температуры 330° С, Не допускается применение серого чугуна в зонах высокого и среднего давления турбин, работающих на влажном паре (при давлении от 6 ат и выше и влажности от 3% и выше), вследствие быстрого коррозионно-эрозионного износа чугуна. В цилиндрах низкого давления паровых турбин атомных электростанций (АЭС) чугунные диафрагмы можно применять без ограничения только для пара второго контура. [c.372] Располагаемый теплоперепад турбины Яд зависит от параметров пара перед ней. Введение промежуточного перегрева пара существенно увеличивает располагаемый теплоперепад. Для турбин АЭС, работающих на влажном паре, Я значительно меньше, чем для турбин, использующих перегретый пар поэтому и предельная мощность этих турбин приблизительно на 20 % меньше, чем для турбин, работающих на перегретом паре. [c.142] Влажность пара. Для турбин АЭС особо важна проблема влажности, так как все ступени таких турбин работают в зоне влажного пара. Приближенно можно считать, что увеличение средней влажности пара на 1 % приводит к уменьшению внутреннего относительного КПД турбины на 1 %. [c.154] Атомные электростанции классифицируют в первую очередь по числу контуров. Схемы одно-, двух- и трехконтурной АЭС показаны на рис. 2.10 — 2.12. Здесь 1 — реактор, т. е. аппарат, где вследствие деления ядер урана-235 развивается тепло, передаваемое кипящей воде. Насыщенный пар, образующийся в реакторе, в одноконтурной АЭС направляется непосредственно в турбину, а конденсат из конденсатора возвращается обратно в реактор, пройдя предварительно конденсатоочистку, регенеративные подогреватели и деаэратор. Для непрерывной очистки продувочной воды реактора имеется специальная установка, состоящая из циркуляционного насоса и системы теплообменников и фильтров. Очищенная в этих фильтрах продувочная вода не выбрасывается, а вновь возвращается в реактор. Так как турбины на АЭС работают на насыщенном паре, то после первых ступеней турбины пар становится влажным. Для удаления влаги перед последними ступенями турбины устанавливается сепаратор, отводящий влагу в деаэратор или в регенеративный подогреватель. Добавочная вода готовится на водоочистке. [c.45] Перечисленные выше особенности турбин насыщенного и влажного пара для АЭС (низкие начальные параметры пара, увеличенный расход рабочего тела, сравнительно низкая экономичность цикла, а также самой турбины, существенно меньшие относптельные затраты на топливо по сравнению с затратами на обычных ТЭС и т. д.) выдвигают необходимость пересмотра системы выбора оптимальных характеристик и параметров турбоустановок. Это отно- [c.222] Материал уплотнительных усиков — латунь в зоне низких температур монель-металл в зоне средних температур и нержавеющая сталь Х18Н9Т в зоне высоких температур. В турбинах АЭС, работающих на влажном паре, для уменьшения эрозионного износа детали уплотнений изготовляют из высокохромистых нержавеющих сталей или со специальными эрозионно устойчивыми покрытиями. [c.129] Реакторы канального типа с водяным теплоносителем (РБМК). Наряду с корпусными применяются реакторы с трубами под давлением, имеющие графит в качестве замедлителя. Эти реакторы допускают перегрев свежего пара. Так, на Белояр-ской АЭС реактор с ядерным перегревом пара установлен в сочетании с турбинами 100 МВт, работающими при давлении 8,8 МПа и 793 К. Крупные реакторы такого типа выпускались для производства влажного пара, например, реактор типа РБМК-1000 на Ленинградской АЭС (ЛАЭС). [c.111] Для завершения вопроса о работе турбин АЭС, работающих на насыщенном паре, следует отметить, что вопросы водного режима и коррозии могли бы выглядеть совсем иначе, если был бы реализован вариант с турбинными ступенями-сепараторами, описанными в гл. 8. В этом случае можно было бы отказаться от промнерегрева и иметь весь процесс расширения во влажном паре, что полностью сняло бы саму проблему концент-риронания примесей. Это обстоятельство следует учитывать при оценке перспектив внедрения многоступенчатой сепарации без промперегрева. [c.306] В заключение следует отметить, что сепараторы и сепараторы-пароперегреватели все еще находятся в стадии развития новых конструкций. Очевидно, после изучения процессов сепарации влаги проточных частей турбин и организации влагоудаленпя в перепускных трубах предоставится возможность создать наиболее компактные и падежные турбоустановки для АЭС, работающих но влажном паре. [c.347] mash-xxl.info Особенности тепловых схем и турбоустановок АЭС(самостоятельное изучение)
На атомных электростанциях (АЭС), как и на обычных ТЭС, используется технология преобразования тепловой энергии в электрическую, но лишь с тем отличием, что в АЭС тепловая энергия выделяется в ядерных реакторах. При этом максимальное значение коэффициента теплоотдачи от тепловыделяющего элемента реактора (твэла) кипящей воде соответствует давлению насыщенного пара около 7 МПа, что определяет уровень начального давления в турбоустановках р0= 6…7 МПа. Этим объясняется применение в АЭС паровых турбин насыщенного пара, а для ограничения степени влажности пара в проточной части турбины возникает необходимость промежуточной сепарации и перегрева пара во внешних сепараторах-пароперегревателях (СПП). Перегрев пара непосредственно в ядерном реакторе значительно усложняет его конструкцию, что требует дополнительных капитальных затрат. Поскольку стоимость топливной составляющей для АЭС, отнесенная к единице вырабатываемой энергии, ниже, чем для тепловой электростанции, то производство электроэнергии на атомной электростанции при более низких ее КПД в сравнении с обычными электростанциями экономически оправдано. Классификация АЭС производится в зависимости от числа контуров теплоносителя. Различают одно, двух и трехконтурные АЭС, простейшие тепловые схемы которых показаны на рис. 2.6.
Рис. 2.6. Одноконтурная (а), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) схемы АЭС
1 – реактор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор; 5 – питательный насос; 6, 9 – циркуляционные насосы первого и второго контуров; 7 – парогенератор; 8 – промежуточный теплообменник
Для одноконтурной (с реакторами типа РБМК) схемы исполнения АЭС (рис. 2.6,а) контуры теплоносителя и рабочей среды совпадают, что определяет их радиационную активность и необходимость биологической защиты оборудования АЭС от радиоактивных излучений. Паровые турбины для таких АЭС выполняются для условий, когда пар на входе насыщенный и в процессе его расширения формируется влажность. В двухконтурной (реакторы типа ВВЭР) схеме АЭС (рис. 2.6,б) контур теплоносителя (первый или реакторный контур) и контур водяного пара (второй контур) разделены. При этом теплообмен между теплоносителем и рабочей средой турбоустановки осуществляется в парогенераторе 7 и паровая турбина работает при отсутствии радиационной активности пара. Давление пара на входе в турбину двухконтурной АЭС выбирается по предельным значениям давления и температуры, определяющим прочностные параметры корпуса реактора, и ограничено значениями р0 £ 6,0…7,3 МПа. Экономичность таких АЭС при прочих равных условиях меньше, чем АЭС с одноконтурной схемой, но стоимость 1 кВт установленной мощности примерно одинакова, так как стоимость второго контура и парогенератора соизмерима со стоимостью биологической защиты в АЭС с одноконтурной схемой. Чтобы получить высокий коэффициент теплоотдачи в первом контуре, а также понизить давление и расход теплоносителя в нем, применяют жидкометаллические теплоносители (натрий, свинец, висмут и другие). Во избежание опасностей, связанных с выносом радиационно-активных веществ из первого контура в обслуживаемые помещения, создают промежуточный контур с более высоким давлением, чем в реакторном контуре. В этом случае формируется трехконтурная (реактор типа БН) схема АЭС (рис. 2.6,в), в первом контуре которой радиоактивный теплоноситель насосом 9 прокачивается через реактор и промежуточный теплообменник 8. В этом теплообменнике подогревается также жидкометаллический теплоноситель второго контура, но уже не радиоактивный. При использовании такой схемы исполнения АЭС контакт, например, активного натрия с водой исключен. Для энергоблока АЭС его абсолютный электрический КПД определяется тепловой мощностью реактора Qр, кДж/ч: hЭбр=3600NЭ/Qр. Принимая для реакторов значение КПД hр » 0,99, hЭ = 0,32 - 0,35.Удельный расход теплоты на выработку 1 кВт×ч электроэнергии для турбоустановки qту = 10590 - 10000 кДж/(кВт×ч), а для энергоблока атомной электростанции qэ = 11250-10900 кДж/(кВт×ч). В турбинах АЭС процесс расширения насыщенного пара (линия 1-2-3 на рис. 2.7) связан с появлением влажности в ее проточной части и если не принимать никаких мер по удалению влаги, то степень влажности, особенно в последних ступенях турбины, достигает недопустимых значений (ук = 0,23; хк = 0,77 на рис. 2.7). Это определяет условия для эрозионного разрушения лопаточного аппарата, а также снижения общей экономичности паровой турбины. Поэтому в турбинах АЭС применяют промежуточную сепарацию влаги, промежуточный перегрев пара, либо сепарацию с последующим перегревом сепарированного пара (линия 2-4-6 на рис. 2.7). Тепловые схемы турбин насыщенного пара с внешней сепарацией представлены на рис. 2.8 где С – сепаратор, ПП – промежуточный перегреватель. Внешняя сепарация (рис. 2.8,а) дает возможность повысить сухость пара до значения хк = 0,995 и тем самым уменьшить степень влажности в последних ступенях турбины (ук = 0,17; хк = 0,83) . Кроме того, такие турбины изготавливают с развитой внутриканальной сепарацией влаги в ее проточной части.
Рис. 2.7. Процессы расширения водяного пара в турбинах АЭС: 1-2-3 - без удаления влаги в проточной части турбины; 1-2-4-5 – с удалением влаги посредством сепаратора; 1-2-4-6-7 – с удалением влаги в сепараторе и промежуточным перегревом пара в пароперегревателе
Рис. 2.8. Тепловые схемы паровых турбин АЭС с внешней сепарацией: а – без промежуточного перегрева; б – с промежуточным одноступенчатым перегревом свежим паром; в – с двухступенчатым промежуточным перегревом отборным и свежим паром Маркировка паровых турбин АЭС аналогична маркировкам турбин ТЭС. Например, К-1000-5,9/25 ХТЗ представляет конденсационную турбину с номинальной мощностью NЭ = 1000 МВт и начальным давлением пара р0= 5,9 МПа (начальная степень влажности у0 = 0,5%). Цифра "25" в маркировке обозначает частоту вращения валопровода тихоходной турбины, изготовленной Харьковским турбинным заводом (ПОАТ "Турбоатом"). Основным производителем паровых турбин для АЭС в России является ОАО "ЛМЗ" (концерн "Силовые машины"). Турбина К-1000-6.5 ЛМЗ работает в энергоблоке с водо-водяным корпусным реактором ВВЭР-1000. На рис. 2.9 показана упрощенная схема энергоблока АЭС.
Рис. 2.9. Тепловая схема энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 Р -ядерный реактор; ПГ - парогенератор; ГЦН - главный циркуляционный насос; С- сепаратор; ПП - пароперегреватель; ЦВД - цилиндр высокого давления; ЦНД - цилиндр низкого давления; ЭГ - электрогенератор; ПНД и ПВД - подогреватели низкого и высокого давлений; ПН - питательный насос; Д - деаэратор
Похожие статьи:poznayka.org |
|
||||||||||||||||||
|
|
||||||||||||||||||
|
Рис. 8.1. h,s — диаграмма для турбины насыщенного пара АЭС с ВВЭР; а — К-220-44; б — К-1000-60/1500-2; в — К-1000-60/3000
Рис. 8.2. h,s — диаграмма для турбины насыщенного пара АЭС с РБМК-1000 a — К-500-65/3000; б — К-750-65/3000
