Удаление зон повышенного солесодержания от коллекторов теплоносителя путем перераспределения питательной воды

При повышении уровня конденсата в пиковом подогревателе до 1000 мм производиться его отключение, при этом:

- закрывается подвод пара к подогревателю;

- закрывается подвод и отвод сетевой воды к подогревателю, при этом по блокировке полностью открывается байпас сетевой воды;

- закрываются задвижки на линии слива конденсата пикового подогревателя.

При повышении уровня в одном из основных подогревателей 2 ступени до 1000 мм производится отключение одной нитки подогревателей аналогично отключению пикового подогревателя.

При повышении уровня в одном из основных подогревателей 1 ступени до 1000 мм или при повышении активности сетевой воды производится отключение установки, при этом:

- закрываются задвижки на подводе пара к основным и пиковым подогревателям;

- закрываются задвижки на подводе сетевой воды к подогревателям;

- закрывается задвижка на коллектор прямой сетевой воды;

- отключаются сетевые и конденсатные насосы;

При отключении турбины закрываются задвижки на подводе пара к основным и пиковым подогревателям.

Задвижка и регулятор на подаче пара от КСН открывается при снижении нагрузки на турбине менее 50 процентов от номинальной нагрузки.

КИП и А теплофикационной установки, в основном реализованы на основе датчиков «Сапфир». Показания поступают через импульсные трубки d _y - 10. «Сапфир» представляет электромагнитный преобразователь. От «Сапфира» преобразованный токовый сигнал поступает на блоки развязки, в которых заложены математические алгоритмы блокировок и защит. По большей части защитные и блокировочные схемы - дублируются, для обеспечения надежности срабатывания.

6.1 Система автоматического регулирования параметров прямой сетевой воды при пиковых нагрузках ТФУ

Скорость повышения температуры воды в пиковом подогревателе не должна превышать 30^оС/час. Скорость прогрева контролируется по росту температуры воды за пиковым подогревателем. После полного открытия задвижки по пару и установления в корпусе подогревателя расчетного давления, подогреватель считается включенным в работу. Регулирующий клапан включается в работу автоматически при достижении номинального уровня конденсата в подогревателе, при условии, если регулятор находится в автоматическом управлении на МЩУ ТФУ.

Рассмотрим схему автоматического регулирования уровня конденсата в пиковом подогревателе сетевой воды. Уровень воды в конденсатном бачке поддерживается постоянным.

Изменение уровня конденсата от заданного в процессе работы вызывает изменение давления в мембранном дифманометре.

Возникающая в случае роста (или снижения) уровня в корпусе пикового подогревателя разность давлений в мембранном дифманометре преобразуется в электрический импульс, поступающий на усилитель. Усиленный импульс поступает на колонку дистанционного управления, воздействующую на электродвигатель, связанный с регулирующим клапаном на линии отвода конденсата из корпуса подогревателя. В результате этого изменяется проходное сечение клапана и поддерживается номинальный уровень конденсата в подогревателе. Степень открытия клапана фиксируется на УП (указателе положения) на местном щите ТФУ.

Схема регулирования уровня конденсата пикового подогревателя сетевой воды, представлена на рисунке 6.1:

Рисунок 6.1Схема регулирования уровня КГП ППСВ ТФУ

1-ёмкость; 2-успокоительный сосуд; 3-дифманометр; 4-укозатель положения уровня; 5-усилитель электрического сигнала; 6-колонка управления регулятором; 7-электродвигатель; 8-регулирующий клапан; 9-линия отвода конденсата

На рисунке 6.2 представлена часть схемы КИП и А подогревателей ППСВ ОП-I , ОП-II ступени регулирования прямой сетевой воды.

Рисунок 6.2 Часть схемы регулирования температуры прямой сетевой воды

6.2 Регулирование температуры прямой сетевой воды

Регулирование температуры сетевой воды за пиковым подогревателем производится изменением расхода пара на подогреватель через паровую задвижку.

В случае несоответствия температуры сетевой воды на выходе из основного бойлера 1 ступени температуре окружающего воздуха необходимо включить в работу основной бойлер 2 ступени (включение в работу основного бойлера 2 ступени и пикового бойлера аналогично включению в работу основного бойлера 1 ступени).

7. Электроснабжение сетевого и конденсатного насоса ТФУ

Описание схемы электроснабжения рассматриваемых насосов.

Рабочее питание электродвигателей сетевого и конденсатного насосов теплофикационной установки рассматриваемого энергоблока АЭС осуществляется от шины 1BD. Схема включения данной шины в общую схему электроснабжения собственных нужд блока, а так же потребители запитанные от этой шины схематично показаны на рисунке 7.1. Данная шина получает питание от одного из двух трансформаторов собственных нужд (ТСН ).

Обмотки низшего напряжения 6,3 кВ каждого ТСН (рабочих и резервных) расщеплены на две одинаковые, в результате число секций СН 6,3 кВ нормальной эксплуатации (СНЭ) получается четыре на блок (ВА, ВВ, ВС, ВD). Каждая из секций присоединяется к обмотке низшего напряжения рабочего трансформатора через свой выключатель рабочего ввода. Для каждой из секций СНЭ предусматривается ввод резервного питания от одного из резервных трансформаторов собственных нужд(РТСН), включаемого автоматически под действием АВР или вручную. Резервные трансформаторы собственных нужд РТСН-1 и РТСН-2 питаются от ОРУ-220 кВ, а 2РТСН-1 и 2РТСН-2 питаются от обмотки 220 кВ автотрансформатора связи ОРУ-220 кВ и ОРУ-500 кВ.

Источники электроснабжения потребителей СН АС резервируются, чтобы питание не нарушалось при отключении рабочих вводов из-за повреждения главного повышающего трансформатора энергоблока или рабочего ТСН, или при выводе в ремонт рабочих ТСН. Питание обоих ТСН осуществляется от генератора ТВВ-1000-4УЗ и включены в схему после генераторного выключателя КАГ-24 перед повышающим трансформатором.



Рисунок 7.1 - Схема электроснабжения сетевых и конденсатных насосов

Потребители электроэнергии

Таблица 7.1

Наименование	Оперативное назначение	Тип электродвигателя	Мощность/Ток, кВт/А	Кол-во
Насос конденсатный ПСВ	RU21(22)D01	AB113-4M	250/29,2	2
Насос сетевой	UM11(12)D01	А4-400У-4УЗ	630/72,5	2

Проверка трансформатора собственных нужд на запас мощности

В настоящее время загрузка ТСН составляет 46,7 ;

При включении насосов она составит 46,7+8,8=55,5 ;

На каждом энергоблоке имеется по два трансформатора собственных нужд типа ТРДНС-63000/35 с основными параметрами [19, табл.3.4, с.136]:

- полная номинальная мощность трансформатора: S_ном.тр. = 63 ;

- высшее напряжение обмотки: U_в.н. = 24 кВ;

- низшее напряжение обмотки: U_н.н. = 6,3 кВ;

- Uк.з. = 12,7 %.

Коэффициент загрузки ТСН после подключения насосов составляет:

Расход электроэнергии на СН для 0,4 кВ принимаем 10% от общего расхода на собственные нужды блока [18,с.203]:

Расчет токов короткого замыкания Для расчётов токов короткого замыкания (КЗ) и выбора оборудования, составляем схему замещения для различных точек от исходной схемы. Учитывая симметричность схемы, составим эквивалентную схему, то есть, заменим группу двигателей, подключённых к шинам 6 кВ эквивалентной нагрузкой:

. (7.1)

Данные расчёта выполнены, исходя из того, что нагрузка распределена равномерно. Для шины 6 кВ принимаем:

- базисная мощность: S_б. = 100 ;

- базисное напряжение: Uб. = 6,3 кВ.

Упрощённая расчётная схема приведена на рисунке 5.3.



Рисунок 7.2Упрощённая расчётная схема

Для расчета токов КЗ приведена схема замещения на рисунке 5.4.

Рисунок 7.3Схема замещения

Определим сопротивление генератора по [20, с.162]:

, (7.2)

где - относительное сверхпереходное индуктивное сопротивление генератора (по продольной оси) при номинальных условиях, = 0,324 [19, табл.2.1, с.80];

.

Определим сопротивление трансформатора по [20, с.162]:

. (7.3)

Сопротивление трансформатора собственных нужд (ТСН) по [20, с.162]:

, (7.4)

где х_в.н. - сопротивление обмотки высокого напряжения, которое равно [20, с.162];

х_н.н. - сопротивление обмотки низкого напряжения, которое равно [20, с.163];

. (7.5)

; (7.6)

.

Х₁ = х_Г*х_С/( х_Г+х_С) = 0,0292*0,204/(0,0292+0,204)= 0,0255; (7.7)

Х₂ = х_Т + х₁ = 0,3779 + 0,0255 = 0,4034. (7.8)

Сопротивление эквивалентного двигателя составит по [20, с.162]:

. (7.9)

Преобразованная схема замещения приведёна на рисунке 5.5.

Рисунок 7.4Преобразованная схема замещения

Определяем суммарный сверхпереходной ток по [20, с.163]:

, (7.10)

где - начальное значение периодической составляющей тока КЗ от системы;

- начальное значение периодической составляющей тока КЗ от двигателя;

, (7.11)

где I_б. - базисный ток, для трехфазной цепи [20, с.157]:

кА; (7.12)

 кА;

, (7.13)

где ?Sном. = , так как ТСН с расщеплённой обмоткой низкого напряжения, то ?Sном. необходимо уменьшить в два раза тогда:

кА;

= 22,7 + 20 = 42,7 кА.

По [20, рис.3.25, с.217], определяем:

Iк.з. = 29 кА; = 0,4; Та = 0,185 с; = 0,16 с.

Определяем суммарный ударный ток по [20, с.165]:

, (7.14)

где i_у.с. - ударный ток от системы, кА, определяется по формуле [20, с.165]:

, (7.15)

где К_у.с. - ударный коэффициент, принимаем К_у.с. = 1,82;

кА.

Ударный ток от двигателей по [20, с.165]:

, (7.16)

где К_у.д. - ударный коэффициент, принимаем К_у.д. = 1,55;

кА;

iу = 58,4 + 44 = 102,4 кА.

Апериодическая составляющая тока КЗ по [20, с.165]:

кА. (7.17)

Определяем мощность КЗ по [20, с.185]:

. (7.18)

Таблица 7.2Результатов расчета токов короткого замыкания

Место КЗ	Размерность	Ток короткого замыкания
		Iк.з.		iу	iа,
1	2	3	4	5	6
шины 6 кВ	кА	29	22,7	102,4	12,84

Выбор выключателей 6 кВ.

Характеристики насосов сведены в таблицу 7.1:

Все расчетные данные сводятся в таблицу вместе со справочными данными по выбору выключателя [19, табл.5.1, с.229].

Таблица 7.3Расчетные и справочные данные по выбору выключателя

Условия выбора	Единицы измерения	Расчетные данные	Справочные данные
		Конденсатный насос	Сетевой насос
1	2	3	4	5
Uном. ? Uном. сети	кВ	6	6	10
Iоткл. Iк.з.	кА	29	29	31,5
Iном. ? Iраб.	А	29,2	72,5	630

По [19, табл.5.1, с.229] выбираем масляный выключатель ВК-10-630-31,5У2

Выбор линий питающих насосы.

В качестве питающих насосы линий применим трехжильные кабели с бумажной, пропитанной маслоканифольной смесью изоляцией;

Экономичное сечение токопровода определяется:

qэк = Iнорм/iэк; (7.19)

где Iнорм - наибольший ток нагрузки в нормальных условиях;

iэк = 1,5 А/мм2 - экономическая плотность тока.

Для сетевого насоса:

А

qэк = 28,87/1,5 = 19,25 мм2.

Из стандартного ряда выбираем кабель сечением 25 мм2

Для конденсатного насоса:

qэк = 11,45/1,5 = 7,63 мм2.

Из стандартного ряда выбираем кабель сечением 8 мм2

8. Обеспечение безопасности жизнедеятельности при эксплуатации энергоблока

8.1 Анализ возможных чрезвычайных ситуаций на объекте

Проектные аварии

При возникновении на АЭС проектных аварий специальные системы безопасности обеспечивают надёжное «гашение» цепной реакции в активной зоне и непрерывное охлаждение ядерного топлива для предотвращения его расплавления.

Кроме того, оборудование, содержащее радиоактивные среды, размещается в герметичных боксах, а весь первый контур заключён в герметичную оболочку, предотвращающую попадание радиоактивных веществ в окружающую среду при аварийных ситуациях.

Для АЭС с реактором ВВЭР согласно требованиям нормативных документов максимальная проектная авария (МПА) представляет собой разрыв одного из четырёх главных циркуляционных трубопроводов диаметром 850 мм с двухсторонним истечением теплоносителя первого контура при работе реактора на номинальной мощности.

Суммарная активность радиоактивных веществ, попадающих в атмосферу при МПА, может достигнуть 7000 Кюри, из которых почти 98% приходится на инертные газы, 1,9% на сравнительно короткоживущий йод-131 и только тысячные доли процента общей активности приходится на цезий-137.

Результаты расчёта радиационной обстановки по следу прохождения облака выброса показывают, что максимальное значение дозы внешнего облучения на открытой местности и наихудших погодных условиях за пределами трёхкилометровой зоны будет не более 130 мбэр за первый год после аварии, что составляет 26% допустимого предела.

Потребление после МПА воды Дона, Цимлянского водохранилища и подземных источников также не представляет никакой опасности.

Влияние последствий аварии на растительный и животный мир не будет проявляться даже в границах санитарно-защитной зоны АЭС (3 км).

Поэтому радиационные последствия для населения по внешнему облучению всего тела и внутреннему облучению органов и тканей за счёт дыхания не будут представлять опасности для здоровья.

Единственным мероприятием по снижению дозовых нагрузок, целесообразность осуществления которого представляется обоснованной, может оказаться введение режима временного (не более 40 дней) ограничения на потребление мяса и молока, произведённых в пределах 20 км по следу выброса. К тому же переработка продуктов с фактическим превышением допустимых уровней загрязнений и последующее их предпродажное хранение в течение 2-3 месяцев (до распада йода-131) позволит полностью избежать потерь продуктов питания местного производства.

Таким образом, серьёзных проблем для района размещения АЭС при максимальной проектной аварии не возникает.

Запроектные аварии

В проекте РоАЭС рассмотрены возможные последствия 4-х аварий, называемых запроектными (ЗА), т.е. аварий, вызванных не учитываемыми в проекте событиями или сопровождающихся дополнительными отказами систем безопасности, которые могут привести к тяжёлым разрушениям активной зоны.

К таким авариям отнесены:

- авария с течью теплоносителя 1-го контура в объём защитной оболочки при проектном функционировании систем безопасности и отказе защитной оболочки (ЗА-1);

- аварии с течью теплоносителя 1-го контура и отказами некоторых систем аварийного охлаждения (ЗА-2);

- аварии с обесточиванием станции и не запуском трёх дизелей систем безопасности в течение первых суток (ЗА-3);

- аварии с течью теплоносителя 1-го контура во 2-ой контур (ЗА-4).

К наиболее тяжёлым последствиям с точки зрения радиационных поражений может привести запроектная авария третьего типа (ЗА-3). При ЗА-3 тяжёлые повреждения ядерного топлива обусловливаются прекращением охлаждения активной зоны реактора, вызванным полным обесточиванием АЭС, но защитная оболочка блока сохраняет проектную степень герметичности. Продолжительность выброса с учётом управления аварией составляет 1 сутки. Именно при этой аварии возможен максимальный выход цезия-137, достигающий 1650 Кюри при общей активности выброса около 580000 Кюри.

Защитные мероприятия:

- укрытие населения на период прохождения радиоактивного облака выброса рекомендовано в зоне радиусом 6 км от АЭС по следу выброса и только для запроектных аварий ЗА-3;

- йодная профилактика в радиусе 12 км от АЭС по следу облака для детей и беременных женщин и в зоне радиусом 6 км от АЭС для взрослого населения. Обязательной эта мера становится в радиусе 4 км от АЭС по следу облака выброса для запроектной аварии ЗА-3;

- временная эвакуация на 2-3 месяца детей и беременных женщин в зоне протяжённостью 4,7 км от АЭС по следу облака (только при запроектной аварии третьего типа);

- ограничение потребления загрязнённых продуктов местного производства, исходя из доз внутреннего облучения щитовидной железы, могут превысить 30 км от АЭС по следу облака, но этот вид радиационного воздействия связан с поступлением в пищевые цепочки йода-131 и ограничен всего 2-3 месяцами после аварии.

В связи с тем, что ширина следа при рассматриваемых сценариях аварий не превышает 4 км, то на загрязнённую территорию попадает незначительная часть сельскохозяйственных угодий, расположенных в 30-километровой зоне, что определяет и небольшую долю загрязнённой продукции.

Оценка степени загрязнения при запроектных авариях основных открытых водоёмов (река Волга, Саратовское водохранилище) показывает, что возможное увеличение дозы за счёт потребления воды без предварительной очистки составит не более 6% от допустимого предела.

Подземные воды в пределах 30-километровой зоны можно также считать относительно защищёнными, поскольку узкий след выброса будет определять локальность загрязнения водоносного горизонта, что с учётом последующего разбавления не приведёт к существенному загрязнению поверхностных вод, питаемых подземными источниками.

Только для представителей растительного и дикого животного мира запроектные аварии 2-го и 3-го типов могут иметь заметные последствия в пределах 5-7 км от станции. Однако эти изменения будут носить достаточно локальный характер и уже через несколько лет будут скомпенсированы естественными процессами.

Таким образом, ни в одном из рассмотренных 4-х сценариев запроектных аварий на энергоблоках АЭС последствия этих аварий не могут представлять серьёзной радиологической опасности для населения, проживающего в районе размещения АЭС, или создать трудноразрешимые проблемы в своевременной организации необходимых профилактических и защитных мер.

Аварии, вызванные разрушением реактора АЭС обычным оружием

Под разрушением АЭС понимают вывод АЭС из строя, в результате чего происходит:

полное расплавление топлива активной зоны реактора;

полное или частичное разрушение защитной оболочки;

вывод из строя технических мер безопасности;

В результате выброса радиоактивных веществ в атмосферу создаются условия, при которых возможно облучение населения выше установленных пределов.

При авариях, вызванных разрушением реактора обычным (неядерным) оружием произойдет выброс веществ в атмосферу, в результате чего возникнут зоны радиоактивного заражения, размеры которых будут значительно больше, чем при других авариях.

По степени заражения местности и возможным последствиям внешнего облучения на зараженной местности выделяют следующие зоны радиоактивного заражения:

радиационной опасности;

умеренного загрязнения;

сильного загрязнения;

опасного загрязнения;

чрезвычайно опасного загрязнения;

Эти зоны характеризуются дозами излучения на местности, накапливаемыми в течение первого года после аварии. В зависимости от разрушения реактора возможен выброс до 50 % накопленной активности. Так при выбросе 50 % активности максимальные размеры зоны радиационной опасности могут достигать 438 км в длину, зона образуется в течение примерно 60 часов с начала аварии (через 2,5 суток), при этом население в самой отдаленной точке зоны уже на 10 сутки с момента облучения получат годовые дозы облучения - 6,6 мЗв (при допустимой 5 мЗв), а в течение года полученная доза составит до 50 мЗв.

Максимальные размеры зоны умеренного загрязнения составят 123 км, зоны сильного загрязнения -24,4 км, зоны опасного загрязнения 9 км.

При выбросе 50% активности город Балаково попадает полностью в зону сильного загрязнения. При этом радиоактивное газо-аэрозольное облако достигнет города через 2 часа (при скорости ветра 2 м/c).

Готовность к ликвидации аварии

Важную роль в процессе управления и ликвидации аварий играет организация работ, под которой подразумевается меткое распределение обязанностей, координация и взаимодействие.

Поскольку ведение технологического процесса на АС осуществляется оперативным персоналом, на него возложена основная работа по управлению и ликвидации аварий. Ответственными руководителями работ в сменах являются начальники смены станции (НСС) и начальники смен блоков (НСБ). Главным координатором всех аварийных работ до прибытия на АС руководства является НСС.

После прибытия на станцию руководства АС и группы технической поддержки (ГТП) специалисты последней берут на себя углубленный анализ аварийной ситуации и радиационной обстановки на станции, а общее руководство работами по ликвидации аварии один из первых руководителей АС (чаще всего - главный инженер или директор). На основании углубленного анализа, выполняемого ГТП, вносятся, если это требуется, коррективы в действия оперативного персонала станции.

В случае обнаружения признаков серьезной радиационной аварии НСБ совместно с НСС идентифицируют создавшуюся на АС обстановку. НСС срочно докладывает об этом руководству АС, дежурному диспетчеру концерна "Росэнергоатом", начальнику региональной инспекции Госатомнадзора России и организует выполнение первоочередных противоаварийных мер. По результатам анализа полученной информации руководство АС (а в его отсутствии - НСС) могут объявить на АС режим "Аварийная готовность" или "Аварийная обстановка". Административное руководство АС, при необходимости, вводит в действие и организует выполнение "Планов мероприятий по защите персонала в случае радиационной аварии на АС"

Действия оперативного персонала и руководства АС при возникновении или угрозе возникновения аварийной ситуации, а также порядок объявления "Аварийной готовности" или "Аварийной обстановки" регламентируется государственным "Положением о порядке объявления аварийной обстановки, оперативной передачи информации и организации экстренной помощи АС в случае радиационно-опасных ситуаций".

Схема оперативного управления при авариях на АЭС

Мероприятия по защите населения в случае радиационной аварии проводятся в 3 этапа:

На первом этапе (в течение 1-х суток после начала аварии):

определение территории, подвергшейся радиационному воздействию и радиоактивному загрязнению;

выявление группы населения, находящейся на этой территории;

оценка дозы облучения щитовидной железы и внешнего облучения;

проведение йодной профилактики, укрытие, частичная или полная

эвакуация населения;

временное запрещение использования свежего молока местного производства.

На втором этапе (2-7 суток):

уточнение доз внутреннего и внешнего облучения;

измерение содержания радиоактивного иода в щитовидной железе у достаточно представительной группы населения (не менее 10 % всех людей, находящихся в зоне радиоактивного загрязнения);

выборочный контроль за содержанием радиоактивных веществ в пробах внешней среды и продуктах питания (молоко, питьевая вода, зеленые овощи).

На третьем этапе (после 7 суток):

дальнейшее уточнение радиационной обстановки и доз облучения населения;

в течении последующих 4-6 недель - контроль за содержанием радиоактивного иода в щитовидной железе людей и в коровьем молоке.

Безопасность АС обеспечивается за счет последовательной реализации принципа глубоко эшелонированной защиты. В системе таких мер важную роль играет подготовка и, при необходимости, четкое осуществление планов аварийных мероприятий на площадке АС и за ее пределами. На каждой АС до завоза ядерного топлива разрабатываются и согласовываются с Генеральным проектировщиком, органами надзора и местными органами Министерств внутренних дел и по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий планы мероприятий по защите персонала и населения в случае аварии на АС, учитывающие радиационные последствия аварий.

Мероприятия по защите персонала в соответствии с указанными
планами подлежат выполнению на территории АС и в пределах
санитарно-защитной зоны. При составлении конкретных планов защиты персонала и населения учитываются возможные последствия я) наиболее тяжелых аварий на АС.

В планы защиты персонала и населения включаются мероприятия на случай общей радиационной аварии с учетом утвержденных вариантов тяжелых аварий, а также конкретных и местных особенностей АС.

На АС организуется и проводится необходимая подготовительная и регулярная профилактическая работа по обеспечению готовности АС к действиям на случай радиационной аварии. Ежегодно проводятся специальные тренировки и не реже 1 раза в 3 года комплексные учения, в которых участвуют все вовлеченные организации и формирования.

В планах указываются основные критерии для принятия решения о необходимости остановки работающих (неповрежденных) энергоблоков АС, а также предусматриваются меры по защите персонала, осуществляющего их эксплуатацию и техническое обслуживание. Кроме того, в них в качестве дополнительных мероприятий предусматриваются действия по защите персонала при авариях, не повлекших за собой выхода радиоактивных веществ в производственные помещения, на территорию площадки АС и в окружающую среду (пожар, землетрясение, наводнение, выброс сильнодействующих ядовитых веществ и др.).

Планы защиты персонала и населения

В планы защиты персонала и населения включаются следующие вопросы:

основные исходные данные для планирования защиты персонала конкретной АС (характеристики энергоблоков и их состояния, географические особенности площадки, наличие строительных, монтажных и других организаций);

порядок оповещения и информирования, а также приведения в готовность органов управления и групп технической поддержки и оказания помощи станции в аварийной ситуации;

меры противорадиационной защиты;

противопожарное обеспечение;

медицинская помощь;

эвакуационные мероприятия;

физическая охрана АС и поддержание общественного порядка;

материальное и техническое обеспечение;

взаимодействие подразделений АС с формированиями гражданской обороны и отраслевым кризисным центром.

Планы предусматривают координацию действий станционных и региональных формирований гражданской обороны, специальных подразделений министерства обороны, центральных и местных органов власти, а также министерств и ведомств, участвующих в защите населения и ликвидации последствий аварии за пределами СЗЗ АС.

В планах мероприятий по защите персонала и населения четко устанавливаются степень и сроки готовности персонала, формирований гражданской обороны, аварийно-технических центров и других привлекаемых сил, а также используемых технических средств для действий по защите персонала и населения в случае аварии на АС. В этих планах первоочередное внимание уделено определению организации и схеме оповещения об авариях и о начале осуществления планов.

Безопасность при снятии радиоактивного оборудования с эксплуатации

Снятие с эксплуатации энергооборудования АС - процесс неизбежный и аналогичный снятию с эксплуатации блоков традиционных (тепловых) станций. Однако специфика АС требует тщательной организационной, научной и технологической проработки и подготовки выполнению работ, а также заблаговременного накопления финансовых и технических ресурсов на эти цели. В частности, до начала выполнения работ необходимо построить дополнительные хранилища для радиоактивных отходов, изготовить специальные инструменты, оснастку и транспортные средства.

Очевидно, что снятие энергооборудования с эксплуатации - процесс длительный, включающий в себя прохождение ряда этапов демонтажа. Наличие на АС радиоактивных продуктов и, следовательно, наличие риска облучения персонала, утечки этих продуктов в окружающую среду требует предусмотрения специальных мер по обеспечению безопасности, снижающих этот риск до минимума.

Технологическая последовательность снятия с эксплуатации энергооборудования российских АС соответствует подходу, принятому в международной практике, и включает в себя следующие этапы:

-останов оборудования.

-временная выдержка (консервация) оборудования.

-длительная выдержка оборудования в безопасном состоянии.

-демонтаж и захоронение оборудования энергоблоков.

Частичный демонтаж оборудования

Частичный демонтаж радиоактивного оборудования и его захоронение в штатных или дополнительных хранилищах ("могильниках") на территории промплощадки производится на всех энергоблоках АС, снимаемых с эксплуатации. При этом демонтируется все то оборудование и трубопроводы, которые не могут быть использованы и не требуют специальной технологии и особых мер для выполнения демонтажных и транспортных операций. Реализация частичного демонтажа радиоактивного оборудования начинается по мере разворота дезактивационных работ.

8.2 Охрана труда

Охрана труда на рабочем месте при монтаже оборудования атомных станций

Охрана труда является важной составляющей производственной деятельности монтажных организаций.

Требования по созданию безопасных и здоровых условий труда на предприятиях и в организациях закреплены российским законодательством.

Администрация обязана внедрять современные средства техники безопасности и охраны труда.

Производственные процессы ведутся в соответствии с утвержденными регламентами и технологической документацией на них.

Электросварочные работы должны производиться в соответствии с ГОСТ 12.1.013.-78.

Электросварочные работы в замкнутых пространствах и емкостях должны производиться не менее двумя рабочими и только при наличии письменного наряда-допуска, причем наблюдающий за работой сварщика должен иметь не ниже первой квалификационной группы по технике безопасности и находиться вне свариваемой емкости. Электросварщик, работающий внутри емкости, снабжается предохранительным поясом с веревкой, конец которой длинной не менее 2 м должен находиться вне емкости у наблюдающего, а также диэлектрическими перчатками, галошами, ковриком и резиновым шлемом.

Электросварочные установки, применяемые для сварки внутри металлических емкостей, оснащаются устройством автоматического отключения напряжения холостого хода или ограничения его до 12 В с выдержкой времени 0,5 с. Обратный провод от свариваемого изделия изолируется так же, как и провод, присоединенный к электродержателю.

Для удаления газов, образующихся в процессе сварки, обеспечивается вентиляция рабочей зоны; в противном случае сварка производится в шланговом противогазе.

Применение при электросварке защитных газов имеет свои особенности. Защитный газ - аргон нетоксичен, но способен вытеснить кислород из воздуха и накапливаться в нижних невентилируемых зонах. Уменьшение содержания кислорода в воздухе ниже 19% снижает нормальную работоспособность, а при содержании его ниже16% вызывает потерю сознания работающего. Кроме того, сварка в среде защитного газа сопровождается интенсивным ультрафиолетовым излучением, вызывающим ожоги незащищенного кожного покрова. Учитывая эти особенности, сварочные работы в зоне выделения аргона необходимо производить только после устройства отсоса газов из нижней части емкостей, с выбросами вытяжными вентиляторами за пределы цеха.

При сварке хромоникелевых нержавеющих сталей для удаления пыли и газов, образующихся при сварке, следует устраивать местную вентиляцию. Для вентиляции замкнутых помещений должны предусматриваться не менее двух временных люков.

В процессе работы газосварщиков (газорезчиков) в замкнутых или полузамкнутых сосудах устанавливается строгий контроль за тем, чтобы не было утечек горючего газа и кислорода из аппаратуры и шлангов.

Для освещения применяются переносные лампы напряжением 12 В во взрывоопасном исполнении.

Во всех случаях работы в особо опасных помещениях и замкнутых пространствах напряжение для электрифицированного инструмента не должно превышать 36 В. Запрещается вносить переносные понижающие трансформаторы и преобразователи внутрь емкости.

По окончании работы в закрытых емкостях и замкнутых пространствах, прежде чем закрыть люки, лазы и двери боксов необходимо удостовериться, не остались случайно кто-либо из рабочих, материалы, инструмент и т.д.

8.3 Инженерные решения по обеспечению безопасности

Расчет освещенности помещения машинного зала.

Дано:

Размеры цеха:

Длинна 120м.

Ширина 60м.

Общая площадь S2=120·60=7600 мІ

Светопроницаемость Емин=4250лк.

Отражение:

От расчетной поверхности Рр=10%.

От потолка Рр=50%.

От стен Рст=30%.

Удельная мощность W=15,6Вт/м2.

Найти общую площадьWобщ=?

Решение:

Рисунок 8.1Схема расположения светильников

S2=120·60=7600 мІ,

Wобщ=W·S=15,6·7200=112320 Вт,

Wл= Wобщ/(nсв·nл)=112320/( 336·4)=83,5 Вт,

где nсв- число светильников,

nл-число ламп в светильнике.

В качестве единицы осветительного оборудования принимаем лампу ЛБ-80 со световым потоком 4320 лм. Расчет обеспечения и отключение нулевого провода сечением 0,11 Ом. Проверим, обеспечивает ли отключение схемы нулевой провод, сопротивлением Z1=0.11 Ом.

Полное сопротивление петли фазой - нулевой провод на 1 км.

. (8.1)

Ом/км.

где - принято равным 0,6 Ом/км;

RФ и RH взяты на участке L = 0,2 км.

(8.2)

Ом.

На участке L1+L2=0.35 км.

Ом.

Ток короткого замыкания при пробое на корпус электродвигателя 1:

А.

Электродвигателя 2:

А.

Необходимый для отключения ток короткого замыкания при пробое на корпус электродвигателя 1

А.

Электродвигателя 2

А.

Выбранный нулевой провод обеспечивает отключение схемы.



Рисунок 8.2 - Схема для расчета зануления

Расчет и проектирование естественной вытяжки.

Независимо от наличия вентиляционных устройств и отсутствие вредных выделений помещение машинного зала должны иметь устройства для проветривания. Для усиления естественной тяги при удалении воздуха служат дефлекторы. Существуют различные методы расчета дефлекторов. На рисунке 6.2 приведены характеристики дефлекторов, полученные путем продувки дефлектора в аэродинамической трубе: на оси абсцисс нанесены отношения скорости воздуха в патрубке дефлектора к скорости ветра ; на оси ординат - отношения разрежения в патрубке дефлектора Рдеф к давлению ветра РВ.

(8.3)

где с - плотность воздуха, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с.



Рисунок 8.3 - Характеристики дефлектора

Величина характеризует развиваемое дефлектором давление, а - перемещаемый объем воздуха.

А- безмерная

Пример подбора дефлектора для удаления из машинного зала воздуха в объеме 3000 м3/ч при расчетной скорости ветра 5 м/с. Скорость движения воздуха в шахте Vдеф=0,4 м/с при VB = 5м/с.

Диаметр шахты для установки дефлектора.

(8.4)



Рисунок 8.4 - По величине D0 принимают дефлектор Т28

Если диаметр большой дефлектора, то вместо одного можно брать два и более. Дефлекторы устанавливаются в наиболее высоких точках, чтобы обеспечивать срыв ветром потока с кромок внешнего цилиндра.

9. Охрана окружающей среды

9.1Экологическая характеристика объекта

Актуальность вопроса в дипломном проекте

Техногенные воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации атомных электростанций многообразны. Обычно говорят, что имеются физические, химические, радиационные и другие факторы техногенного воздействия эксплуатации АЭС на объекты окружающей среды. Отметим важность не только радиационных факторов возможных вредных воздействий АС на экосистемы, но и тепловое и химическое загрязнение окружающей среды, механическое воздействие на обитателей водоемов-охладителей, изменения гидрологических характеристик прилежащих к АС районов, т.е. весь комплекс техногенных воздействий, влияющих на экологическое благополучие окружающей среды.

На рисунке 9.1 показана схема источников загрязнения окружающей среды энергоблока Балаковской АЭС:

Рисунок 9.1схема источников загрязнения окружающей среды.

1 - вентиляционная труба; 2 - ремонтная мастерская; 3 - операторная;

4 - блок обслуживания

Анализ схемы и исходные данные для расчёта

Атмосфера: в связи с отсутствием процессов сжигания органического топлива загрязнение атмосферы отсутствует;

Гидросфера загрязняется следующими вредными выбросами:

1)Стоки от уборки помещений (1.0 т/сут при S>1000м2),(Na);

2)Стоки от душевых (из расчета 0.18 т/сут на человека), (Na);

3)Стоки от непрерывной продувки парогенератора отсутствуют в связи с применением замкнутой схемы ХВО, образующиеся отходы захороняются.

Литосфера загрязняется следующими вредными отходами:

1 класс опасности - люминесцентные лампы (6шт на 20м^2).

2 класс опасности - отсутствует.

3 класс опасности - ремонтные отходы (в количестве 12 т/год- изоляция; по данным предприятия) и ветошь- (из расчета 0.003 т/год на человека);

4 класс опасности - ремонтные отходы (в количестве 32 т/год- металл; по данным предприятия) и производственные отходы- (из расчета 0.01 т/год на м2 помещений и территории);

5 класс опасности - отсутствует, так как запрещается принимать пищу на рабочем месте.

Плата предприятием за ущерб окружающей среды определяется по формуле (руб/год):

y_i = д_i ·з_i ·Мзв._i·Пзв._i (9.1)

д_i= д_iпов ·д_iпон ·д_iинф - коэффициент, повышающий или понижающий плату

д_iпов =1.2 - для населенных пунктов;

д_iпон =0.3 - при наличии природоохранных мероприятий;

д_iинф =1,79 - коэффициент инфляции;

з_эк= -коэффициент учитывающий экологическую ситуацию в регионе;

Мзв._i - количество загрязняющих веществ;

Пзв._i - плата нормативная;

9.2 Защита атмосферы от загрязнения вредными выбросами

В связи с отсутствием на предприятии вредных выбросов в атмосферу данный расчет отсутствует.

9.3 Защита гидросферы от загрязнения вредными выбросами

При длине машзала 120м и ширине 55м. его общая площадь составляет:

120 м·55м=6600 м2(принимаем коэффициент 1.0).

При численности рабочего штата, обслуживающего турбинное отделения 120чел., Мзв=120·0.18=21.6+1=22,6 т/сут.

У_г=2,15•1.32•22,6•21140=1355894 (руб).

эк=1.32.

9.4 Защита литосферы от загрязнения вредными выбросами(Ул)

Стоимость тонны отходов 1 класса -1740 (руб).

Из расчёта 6 ламп на 20 м^2 помещения общий вес л/ламп - Мзв=0.0348 (тонн).

У_л1=2,15•1.9•0,0348•1740=247 (руб).

Стоимость отходов 3 класса -500 (руб).

Мзв=120·0.003=0.36+12=12,36( т/год на человека).

У_л3=2,15•1.9•12,36•500=25245 (руб).

Стоимость тонны отходов 4 класса -250 (руб)

Мзв=6600·0.01=66+32=98 (тонн).

У_л4=2.15•1.9•98•250=100082 (руб).

эк=1.9.

У_л=247+25245+100082=125574 (руб).

9.5 Эффективность природоохранных мероприятий по защите окружающей среды

Общая плата за ущерб окружающей среды(тыс.руб./год):

У_общ=У_а+У_г+У_л (9.2)

У_общ = 0+1355894+125574=1481468(руб/год).

Плата за ущерб окружающей среды с ПОМ

Для литосферы:

У_л1=0,6444•1.9•0,0348•1740=74 (руб).

У_л3=0,6444•1.9•12,36•500=7567 (руб).

У_л4=0,6444•1.9•98•250=29997 (руб).

У_помл= 74+7564+29997=37635 (руб).

Для гидросферы:

У_помг= 0.6444•1.32•22,6•21140=406389 (руб).

Для атмосферы - не рассчитывается.

Общая плата за ущерб окружающей среды с ПОМ, (тыс.руб./год)

Упом _общ=0+37635+406389=444024 (руб).

Экономический эффект на предприятии от внедрения Природоохранных мероприятий:

Э_пом=(У_общ-Упом_общ)= 1481468 -43865=1037444 (руб).

Экономический эффект от внедрения Природоохранных мероприятий на предприятии составил 1037444 (руб.).

9.6 Природоохранные мероприятия по защите окружающей среды

Рекомендуется применить следующие природоохранные мероприятия:

В машинном зале используется комплекс очистных и перерабатывающих агрегатов, работа которых направлена на исключение утечек и проливов технических и технологических сред, а также имеется комплекс по утилизации (чистых) отходов.

Одним из примеров очистных сооружений является используемая в данное время на АЭС система нейтрализации сточных вод химцеха.

Нейтрализация сточных вод химцеха:

После промывки в фильтра проводится химическая обработка сточных вод. Вода после Н-катионирования и щелочная вода после анионирования направляется в баки-нейтрализаторы, где происходит их взаимная нейтрализация.

10. Расчёт ожидаемых технико-экономических показателей модернизированного энергоблока АЭС 1000 МВт

Расчет КПД

КПД цикла на номинальной нагрузке:

, где

l=624,1 [кДж/кг] - работа цикла (из раздела 3.2)

Электрический КПД брутто на номинальной нагрузке:

Определяем КПД брутто на номинальной нагрузке:

- КПД теплового потока 1-го контура.

- КПД теплового потока 2-го контура.

- КПД реактора.

- КПД парогенератора.

Определяем КПД нетто АЭС на номинальной нагрузке:

КПД цикла на пониженной нагрузке:

, где

l=625,4 [кДж/кг] - работа цикла (из раздела 3.2)

Электрический КПД брутто на пониженной нагрузке:

Определяем КПД брутто на пониженной нагрузке:

Определяем КПД нетто на пониженной нагрузке

Средний КПД-брутто станции

Расчет годового водопотребления

Расход циркуляционной воды одним блоком на номинальной нагрузке:

Расход циркуляционной воды одним блоком на пониженной нагрузке:

где - энтальпии до и после конденсатора (из раздела 3.2)

Таблица 10.1Потребители воды на АЭС

		номинальная нагрузка	пониженная нагрузка
Расход цирк воды	100	45835,2	42343,4
Охлаждение водорода, воздуха, конденсата статора электрогенератора и крупных электродвигателей	0,03	1375,1	1270,3
Охлаждение подшипников вспомогательных механизмов	0,04	1833,4	1693,7
Восполнение и утечек пароводяного тракта	0,0001	45,8	42,3
Потребление воды бассейнами выдержки и перегрузки топлива, спринклерными системами реакторной установки	0,01	458,4	423,4
Потребление воды теплообменниками контура расхолаживания, охлаждение продувки парогенераторов	0,003	137,5	127,0
Всего	0,0831	3850,2	3556,8

Годовое водопотребление станцией на номинальной нагрузке:

Годовое водопотребление станцией на пониженной нагрузке:

Общее водопотребление:

Расчет потребления электроэнергии на собственные нужды станции:

Таблица 10.2Основные потребители собственных нужд блока

Потребитель	Число х мощность
Главный циркуляционный насос	4х7000 кВт
Конденсатный насос 1 ступени	3х1000 кВт
Конденсатный насос 2 ступени	3х1600 кВт
Циркуляционный насос	3х4000 кВт
Перекачивающий насос 1	3х320 кВт
Перекачивающий насос 2	3х500 кВт
Вспомогательный питательный насос	480 кВт
Маслонасосы смазки	3х100 кВт
Насосы гидроподъема роторов	3х250 кВт
Дополнительные системы	0,5 %
Всего, кВт	56790

Доля собственных нужд:

Таблица 10.3Исходные данные для расчета технико-экономических показателей:

Мощность энергоблока, МВт	1000
Число часов работы на номинальной мощности, ч/год	5784
Число часов работы на пониженной мощности, ч/год	2304
Удельные капиталовложения, руб/кВт	55000
Глубина выгорания топлива	40
Средний КПД станции	0,3104
Издержки на ремонт	0,02
Цена на топливо , руб/кг(UO2)	11855
Прочие затраты, бМДР	0,1
Единый социальный налог + страховые выплаты	0,262
Фонд заработной платы, руб/год	240000
Штатный коэффициент, чел/МВт	0,5
Доля амортизационных отчислений	0,025
Налог на имущество	0,022
Прочие издержки	0,2
Доля собственных нужд	0,05679
Водный налог, руб/м3	0,3
Земельный налог, %	1,5
Площадь занимаемая энергоблоком АЭС, м2 [по генплану]	90000
Годовое водопотребление АЭС, млн.м3/год	99
Кадастровая стоимость земли, руб/м2	210
Срок строительства, лет	7

Капиталовложения в энергоблок АЭС:

Годовой расход ядерного топлива:

.

Расчет себестоимости электроэнергии.

Затраты на топливо:

.

Затраты на ремонт:

Другие материальные затраты

Суммарные материальные затраты



Затраты на заработную плату:

Отчисления на социальные нужды:

Амортизационные отчисления:

Плата за ПДВ и др.

Налог на имущество:

Другие федеральные и местные налоги (земельный налог, водный налог):

Общестанционные издержки:

Себестоимость отпущенной потребителю электроэнергии:

Таблица 10.4Технико-экономические показатели

№	Наименование показателя	Единица измерения	Величина показателя
1	Установленная электрическая мощность	МВт	1000
2	Число часов использования установленной электрической мощности	ч/год	7673
3	Выработка электроэнергии	ГВт*ч/год	7673,28
4	Расход электроэнергии на собственные нужды	%	5,679
5	Отпуск электроэнергии	ГВт*ч/год	7237,51
6	Удельный расход топлива на выработку электроэнергии	г.у.т/(кВт*ч)	396,3
7	КПД по отпуску электроэнергии	%	29,3
8	Капиталовложения	млн.руб	55000
9	Смета затрат на производство	млн.руб	4963,07
	материальные затраты	млн.руб	1545,7
	заработная плата	млн.руб	144
	начисления на заработную плату	млн.руб	37,73
	амортизация основных фондов	млн.руб	1375
	прочие расходы	млн.руб	1860,50
10	Себестоимость отпускаемой электроэнергии	коп./(кВт*ч)	68,6
11	ЧДД	млн.руб	21, 13451
12	ВНД	%	46
13	Индекс доходности	руб/руб	4,66
14	Дисконтированный срок окупаемости	лет	3,5

Заключение

Целью данного дипломного проекта является является модернизация парогенератора ПГВ-1000М энергоблока АЭС с ВВЭР-1000.

Среди основных задач, которые были рассмотрены в дипломном проекте, можно выделить следующие:

-проведено технико-экономическое обоснование варианта модернизации парогенератора.

-выполнены тепло-технологические расчеты, обосновывающие работоспособность, надежность, безопасность и эффективность оборудования второго контура АЭС.

-разработана схема электроснабжения сетевого и конденсатного насосов ТФУ и выбрано основное электротехническое оборудование.

-разработана схема автоматизации объекта регулирования.

-проведена оценку воздействия АЭС на окружающую среду и разработаны меры по защите ОС.

-обоснованы мероприятия по обеспечению безопасной эксплуатации АЭС.

В качестве специального вопроса выполнен расчет процессов циркуляции в парогенераторе модернизированного типа.

Проведен расчет ожидаемых технико-экономических показателей модернизированного энергоблока АЭС 1000 МВт.

Список используемых источников

энергоблок парогенератор модернизированный

1Пуско-наладочные работы, промышленные тепловые и сепарационные испытания и исследование теплогидравлических характеристик парогенераторов в период ввода в эксплуатацию и освоения проектной мощности 1 блока Балаковской АЭС. ВНИИАМ, 1987 год.

2Структура атомной энергетики с учетом производства энергии помимо электри-чества / Александров А.П., Легасов В.А., Сидоренко В.А. и др. - Атомная энергия, 1977, т. 43, вып. 6, 456 с.

3Технико-экономические аспекты осуществления централизованного теплоснабжения от атомных котельных / Емельянов И.Я., Батуров Б.Б., Корытников В.П. и др. - Атомная энергия, 1979, т. 46, вып. 1, 63 с.

4Теплофикационные установки и их использование: Учеб. пособие для теплоэнергет. спец. Вузов. / А.И. Андрющенко, Р.З. Аминов, Ю.М. Хлебалин. - М.: Высшая школа, 1989. - 256 с.: ил.

5Системы турбинного отделения. Часть 1. Основные, обеспечивающие, вспомогательные системы. Концерн «Росэнергоатом». Балаковская Атомная Электростанция.

6Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Технические условия ТУ 108.1055-82.

7Чеповский М.А. Учебное пособие для курсового и дипломного проектирования по курсу «Атомные электрические станции», Обнинск, 1980.

8Ривкин С.Л., Александров А.А. Термодинамические свойства воды и водяного пара. М.: Энергоатомиздат, 1984.

9Маргулова Т.Х. Атомные электрические станции. М.: Высшая школа, 1984.

10Трояновский Б.М. Турбины для атомных электростанций. М.: Энергия, 1973.

11Турбина паровая К-1000-60/1500-2. Анализ опыта эксплуатации СРК, предложения, расчеты. № Д-5909. НПО «Турбоатом».

12Турбина паровая К-12-10ПА. Технические условия ТУ 5.432-9665-86.

13Основное оборудование реакторного отделения. Концерн «Росэнергоатом». Балаковская Атомная электростанция.

14Региональная эффективность проектов АЭС / Под общ. ред. П.Л. Ипатова. - М.: Энергоатомиздат, 2005. - 228 с.: ил.

15Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса. - М.: Энергоатомиздат, 2001. - 348 с.

16Дейч М.Е., Зарянкин А.Е. Гидрогазодинамика. - Энергоатомиздат, 1984. - 440 с.

17Тепловые и атомные электрические станции: Справочник / Под общ. ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина. - 2-е изд., перераб. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.

18Устройство, проектирование и эксплуатация схем электроснабжения собственных нужд АЭС / Ю.Б. Гук, В.М. Кобжув, А.К. Черновец. - М.: Энергоатомиздат, 1991. - 296 с.

19Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электростанций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. - 4-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1989. - 608 с.: ил.

20Неклепаев Б.Н. Электрическая часть электростанций и подстанций: Учебник для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 640 с.: ил.

21Расчет и проектирование установки по огневому обезвреживанию промышленных сточных вод: Методические указания / сост.: Ю.В. Мусатов, В.Г. Прелатов, А.В. Рыжов. Саратов: СГТУ, 2004. - 28 с.

22Охрана атмосферного воздуха от загрязнений: Метод. указ. к дипломному проектированию / Сост.: В.В. Каштанов, С.В. Артемьев. Саратов: СГТУ, 1999. - 33 с.

23О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ, сбросы загрязняющих веществ в водоемы, размещение отходов производства и потребления: Постановление Правительства РФ № 344 от 12.06.2003 г.

24Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей. Руководящий документ РД 34.03.201-97. М.: Научно-учебный центр ЭНАС, 1997. - 233 с.

25Парогенератор с опорами. Пояснительная записка. 320.05.00.00.000 ПЗ. ОКБ “Гидропресс”, 1979 год.

26Программа-методика сепарационных испытаний реконструированной системы раздачи питательной воды ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

27Термодинамические свойства воды и водяного пара. Вукалович М.П.

28Экономические расчеты производственного участка. М.Л.Макальская, А.Ю.Денисов. Москва, 1998г.

29Программа-методика теплохимических испытаний реконструированной системы раздачи питательной воды ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

30Технические решения о модернизации системы водопитания и паросеперационной схемы на ПГ-4 блока N4 Балаковской АЭС.

Размещено на Allbest.ru