Размещено на http://www.allbest.ru/

• Содержание
• Введение
• 1. Краткое описание Ростовской АЭС
• 2. Реакторное отделение
• 2.1 Назначение и состав первого контура
• 2.2 Реактор ВВЭР-1000
• 2.2.1 Общие сведения
• 2.2.2 Конструкция реактора ВВЭР-1000
• 2.3 Парогенератор ПГВ-1000М
• 2.3.1 Общие сведения
• 2.3.2 Состав системы парогенератора. Технические характеристики
• 2.3.3 Состав парогенератора ПГВ-1000М
• 2.4 Главный циркуляционный насос ГЦН-195М
• 2.4.1 Общие сведения
• 2.4.2 Технические характеристики
• 3. Турбинное отделение
• 3.1 Турбина К-1000-60/1500-2
• 3.2 Конденсационная установка
• Заключение
• Список литературы


Введение

Настоящая производственная практика организуется для закрепления теоретических знаний по профилирующим и смежным дисциплинам путем практического ознакомления с особенностями конструкции основного и вспомогательного оборудования атомной электрической станции.

Ее целью является детальное изучение конструкции основного и вспомогательного оборудования, принципов его действия.

В задачи практики входит закрепление и расширений теоретических знаний, полученных студентами при изучении специальных дисциплин.

Студенты также должны получить представление о технологических процессах цехов электростанции и взаимосвязях между ними.



1. Краткое описание Ростовской АЭС

Ростовская (Волгодонская) атомная электростанция -- расположена в Ростовской области России в 12 км от города Волгодонска на берегу Цимлянского водохранилища. Электрическая мощность действующего первого энергоблока составляет 1000 МВт, в 2010 году подключен к сети второй энергоблок станции, который в настоящее время постепенно выводится на проектную мощность. С 2001 по 2010 годы станция носила название «Волгодонская АЭС», с пуском второго энергоблока станция была обратно переименована в «Ростовскую АЭС»

Ростовская АЭС является одним из крупнейших предприятий энергетики Юга России, обеспечивающим около 15% годовой выработки электроэнергии в этом регионе. Электроэнергия Ростовской АЭС передается потребителям по пяти линиям электропередачи напряжением 500 кВ на Шахты (Ростовская область), Тихорецк (Краснодарский край), Невинномысск, Буденновск (Ставропольский край) и Южная (Волгоградская область). Выработка электроэнергии составляет свыше 25 млн кВт-час в сутки и около 8 миллиардов кВт-час в год. В 2008 году АЭС произвела 8 млрд 120 млн кВт-час. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) составил 92,45%. С момента пуска (2001) выработала свыше 60 млрд. кВт-час электроэнергии.

Ростовская АЭС является филиалом ОАО «Концерн Росэнергоатом». 100 процентов акций Концерна принадлежат ОАО «Атомэнергопром», объединившему гражданские активы российской атомной отрасли и обеспечивающему полный цикл производства в сфере ядерной энергетики - от добычи урана до строительства АЭС и выработки электроэнергии.

Первый энергоблок Ростовской АЭС введен в промышленную эксплуатацию в декабре 2001 года. Установленная мощность энергоблока 1000 МВт (тепловая мощность 3000 МВт) обеспечивается реактором ВВЭР-1000 (водо-водяной энергетический реактор с водой под давлением).

В реакторе осуществляется управляемая ядерная цепная реакция деления U-235 под действием низкоэнергетичных нейтронов, сопровождающаяся выделением энергии. Основными частями ядерного реактора являются: активная зона, где находится ядерное топливо; отражатель нейтронов, окружающий активную зону; теплоноситель; система регулирования цепной реакцией, радиационная защита. Топливо размещается в активной зоне в виде 163 топливных сборок (ТВС). Каждая ТВС содержит 312 тепловыделяющих элемента (ТВЭЛа), представляющих собой герметичные циркониевые трубки. В ТВЭЛах топливо находится в виде таблеток двуокиси урана. Управление и защита ядерного реактора осуществляется воздействием на поток нейтронов посредством перемещения управляющих стержней, поглощающих нейтроны, а также изменением концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура.

Тепловая схема энергоблока АЭС содержит два контура циркуляции:

Главный циркуляционный контур (ГЦК или 1-й контур), состоящий из 4 петель. В состав ГЦК входят реактор, главные циркуляционные трубопроводы, парогенераторы по числу петель и главные циркуляционные насосы, а также система компенсации давления. ГЦК является замкнутым, радиоактивным и предназначен для отвода тепла от реактора и передаче его воде второго контура.

Контур рабочего тела (2-й контур) составляют паропроводы острого пара, турбогенератор с конденсационной установкой, деаэратор, а также тракты основного конденсата и питательной воды, содержащие в свою очередь, конденсатные насосы, турбопитательные насосы и систему регенерации тепла с подогревателями низкого и высокого давлений. Второй контур предназначен для выработки пара, передачи его на турбину для производства электроэнергии в генераторе. Второй контур замкнутый, не радиоактивный.

Работы по достройке энергоблока №2 с реактором того же типа возобновились в 2002 году. Широкомасштабные работы были развернуты в 2006 году. Строительство энергоблока №2 Ростовской АЭС -- один из самых крупных инвестиционных проектов на юге страны. На строительной площадке второго энергоблока было занято более 7-ми тысяч человек.

В 2009 году основные строительные работы на площадке 2-го энергоблока были завершены. 19 декабря 2009 года произведена загрузка в шахту реактора первой кассеты с радиоактивным топливом, а затем выполнен физический запуск энергоблока №2. К 24 декабря 2009 года загрузка топлива произведена полностью. Всего было загружено 163 топливные кассеты. На минимально контролируемый уровень мощности второй энергоблок вышел в январе 2010 года. 24 февраля на энергоблоке №2 в ходе подготовки к энергетическому запуску была проведена операция по выходу на плановый набор оборотов холостого хода роторов турбогенератора, так называемый «толчок турбины».

18 марта 2010 года энергоблок №2 Ростовской (Волгодонской) АЭС был выведен на 35% мощность от номинальной. В 16 часов 17 минут по московскому времени энергоблок был включен в сеть, электроэнергия вырабатываемая турбогенератором 2-го энергоблока станции начала поступать в ЕЭС страны. Выход 2-го энергоблока на мощность 50% от номинальной запланирован на май 2010 год, а принятие на промышленную эксплуатацию планируется на октябрь 2010 года, после выхода энергоблока на 100% мощность.

Строительство новых блоков

Федеральной целевой программой «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 гг. и на перспективу до 2015 г.» было предусмотрено сооружение на Ростовской АЭС ещё двух энергоблоков с реакторами типа ВВЭР-1200 электрической мощностью не менее 1150 МВт. Общая установленная мощность станции должна составить 4340 МВт. При этом в дальнейшем для отвода тепла предполагается построить две градирни, что исключит необходимость использования для охлаждения воды из пруда-охладителя.

В июне 2009 года Ростехнадзор выдал лицензию на размещение третьего и четвёртого блоков АЭС. Получение лицензии означает, что на территории станции могут выполняться первоочередные работы подготовительного периода (до заливки бетона в фундаментные плиты основных зданий и сооружений). В соответствии с «Решением Государственной корпорации по атомной энергии «Росатом» о конфигурации основного оборудования энергоблоков №3, № 4 Ростовской АЭС», это будут серийные энергоблоки ВВЭР с реакторной установкой типа В-320, с усовершенствованными парогенераторами ПГВ-1000М и электрической мощностью до 1100 МВт каждый. То есть, подобно строительству на Калининской АЭС, на РоАЭС будут возведены аналогичные уже действующему первому энергоблоку станции блоки c реакторами ВВЭР-1000 (В-320), а не с ожидаемыми ВВЭР-1200 проекта АЭС-2006.

Генеральным подрядчиком строительства является ОАО «Нижегородская инжиниринговая компания «Атомэнергопроект» (НИАЭП). Предприятие входит в состав интегрированной компании ОАО «Атомэнергопром». Функции заказчика-застройщика выполняет филиал ОАО «Концерн Росэнергоатом» «Управление капитального строительства строящейся Ростовской АЭС» (УКС Ростовской АЭС).

Подготовительные работы к началу полномасштабного строительства энергоблоков №№3, 4 были начаты в середине 2009 года. В ноябре 2009 года к работам в соответствии с утвержденным тематическим планом приступила 21 подрядная организация. В марте 2010 года было заключено 32 договора на закупку оборудования для энергоблока №3 на общую сумму финансирования в 2010 году более 7,2 млрд. рублей. В июне 2010 началось полномасштабное строительство энергоблока №4. По состоянию на август 2010 года, на строительной площадке энергоблоков №3 и №4 Ростовской АЭС задействовано 34 подрядных организации с общей численностью персонала более 3000 человек. Завершение строительства и физический запуск энергоблока №3 намечены на 2013 год.

Согласно «Проекта схемы и программы развития Единой энергетической системы (ЕЭС) России на период 2010-2016 годы», включение в сеть третьего энергоблока намечено на 2014 год, четвёртого -- на 2015.



2. Реакторное отделение

2.1 Назначение и состав первого контура

Первый контур, по определению ОПБ-88, - это контур (вместе с системой компенсации давления), по которому теплоноситель под рабочим давлением циркулирует через активную зону. Первый контур предназначен для передачи тепла, выделяющегося в активной зоне реактора, воде второго контура в парогенераторах с целью генерации пара во втором контуре для турбогенераторной установки. Затем на турбогенераторной установке происходит преобразование тепловой энергии пара в электрическую энергию. Теплоносителем водо-водяного ядерного реактора является вода, которая также играет роль замедлителя нейтронов и содержит растворенную борную кислоту, используемую для жидкостного управления реактивностью ядерного реактора. Первый контур работает под высоким давлением, достаточным, чтобы не допустить кипения теплоносителя при проектных параметрах. Рабочее давление первого контура составляет около 160 кгс/см². Являясь замкнутым и герметичным, 1 контур также выполняет функции барьера, препятствующего выходу продуктов деления в окружающую среду.

Граница 1 контура является третьим из четырех барьеров, препятствующих проникновению продуктов деления в окружающую среду. Остальными тремя барьерами, препятствующими распространению продуктов деления в окружающую среду, служат:

топливная матрица;

оболочка ТВЭЛ;

граница первого контура;

герметичное ограждение локализующих систем безопасности.

Граница первого контура является важнейшим барьером безопасности, поскольку при его отказе не только теряется один из барьеров, но и создаются неблагоприятные условия работы для оставшихся барьеров: ТВЭЛов и системы локализации. Поэтому 1 контур должен иметь высокую устойчивость к различным воздействиям в условиях аварийных ситуаций и аварий.

В состав первого контура унифицированного ядерного реактора входят следующие компоненты:

Реактор. Водо-водяной реактор ВВЭР-1000 на тепловых нейтронах представляет собой цилиндрический сосуд, состоящий из корпуса и съемного верхнего блока с крышкой. В корпусе размещены внутрикорпусные устройства и активная зона реактора, состоящая из тепловыделяющих сборок. В качестве ядерного горючего используется слабообогащенная двуокись урана. Теплоносителем и замедлителем в реакторе является обессоленная вода с борной кислотой, концентрация которой изменяется в процессе эксплуатации. Реактор предназначен для выработки тепловой энергии в составе реакторной установки АЭС.

Циркуляционные петли (4шт.) (см. рис. 2.1), в каждую из которых входят:

главные циркуляционные трубопроводы Ду850;

главный циркуляционный насос ГЦН-195М, предназначенный для создания циркуляции теплоносителя в первом контуре, который представляет собой вертикальный центробежный одноступенчатый насос с гидростатическим уплотнением вала, консольным рабочим колесом, осевым подводом воды и выносным трехфазным асинхронным электродвигателем с короткозамкнутым ротором;

парогенератор ПГВ-1000, представляющий собой однокорпусный рекуперативный теплообменный аппарат горизонтального типа с погруженным трубным пучком и предназначен для выработки сухого насыщенного пара.

Cистема компенсации давления теплоносителя. Система поддержания давления для создания и поддержания давления в первом контуре, в стационарных режимах ограничения отклонений давления в переходных и аварийных режимах и снижения давления в режиме расхолаживания.

Пассивная часть системы аварийного охлаждения зоны (САОЗ), которая состоит из емкостей САОЗ, трубопроводов связи емкостей САОЗ с реактором и арматуры на этих трубопроводах. Система предназначена для аварийного охлаждения активной зоны реактора при разрывах трубопроводов РУ.

Система аварийного газоудаления предназначена для удаления парогазовой смеси из первого контура при аварийной ситуации, связанной с оголением активной зоны реактора и возникновением пароциркониевой реакции и выполнена как защитная система безопасности. Система состоит из трубопроводов с арматурой, соединяющих пространство под крышкой реактора, паровое пространство КД, коллекторы первого контура парогенераторов с барботером.

Циркуляционная петля

Полный геометрический объем первого контура составляет 370 м³. В таблице 2.1. приведены основные технические параметры реакторной установки В-320, включая большинство параметров первого контура.

Таблица 2.1

Технические характеристики реакторной установки:

Наименование характеристики	Значение
Мощность реактора тепловая, номинальная, МВт	3000
Мощность энергоблока, электрическая, МВт	1000
Давление в 1 контуре (абсолютное) на выходе из активной зоны, кгс/см2	160 3
Температура теплоносителя на выходе из реактора, єС	320
Подогрев теплоносителя в реакторе, єС	30,3
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч	84800
Паропроизводительность в номинальном режиме, т/ч	5880
Давление во II контуре (в ПГ), абсолютное, кгс/см2	642
Температура пара при номинальной нагрузке, єС	278,52
Влажность генерируемого пара, %, не более	0,2
Температура питательной воды, єС	2205
Количество ТВС в активной зоне, шт.	163
Количество твэл в ТВС, шт.	312
Количество регулирующих стержней в ТВС, шт.	18
Количество приводов СУЗ, шт.	61
Рабочая скорость перемещения, регулирующих стержней в режиме регулирования, см/сек	2
Производительность ПГ, т/ч.	1470
Количество твэл в активной зоне, шт.	50856
Расчетное давление в 1 контуре, кгс/см2	180
Расчетная температура, єС	350
Температура теплоносителя на входе в реактор, єС	289,7
Среднее обогащение топлива, %	3,13
Количество петель	4
Количество парогенераторов	4

2.2 Реактор ВВЭР-1000

2.2.1 Общие сведения

Реакторная установка В-320 с реактором ВВЭР-1000 является составной частью энергоблока АЭС и совместно с турбогенератором используется для производства электроэнергии в базовом режиме. Назначение реакторной установки - выработка сухого насыщенного пара для турбогенераторной установки, где тепловая энергия пара преобразуется в электрическую энергию. Реакторная установка В-320 оснащена модернизированным серийным ядерным реактором ВВЭР-1000 корпусного типа с водой под давлением тепловой мощностью 3000 МВт.

Энергетический реактор ВВЭР-1000 предназначен для:

1. создания в активной зоне реактора контролируемой и управляемой цепной ядерной реакции;

2. превращения части энергии деления ядер (всех видов) в топливе в тепловую энергию и передачи ее теплоносителю I контура;

3. поддержания контролируемой и управляемой цепной ядерной реакции на уровнях мощности, обеспечивающих выделение тепловой мощности в реакторе от 0 до 3000 МВт;

4. обеспечения работы РУ в составе энергоблока АЭС в базовом режиме на 100% уровне мощности в течение 7000 час за одну кампанию.

Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический корпус с эллиптическим днищем, внутри которого размещается активная зона и внутрикорпусные устройства. Сверху реактор герметично закрыт крышкой с установленными на ней приводами механизмов и органов регулирования и защиты реактора и патрубками для вывода кабелей датчиков внутриреакторного контроля. Крепление крышки к корпусу осуществляется шпильками.

В верхней части корпуса имеются патрубки для подвода и отвода теплоносителя (по два патрубка на петлю), расположенные в два ряда, а также патрубки для аварийного подвода теплоносителя при разгерметизации первого контура. Применение в конструкции реактора ВВЭР-1000 корпуса с двухрядным расположением патрубков позволяет уменьшить габариты корпуса по патрубкам в плане по сравнению с однорядным, а также упрощает схему циркуляции теплоносителя в реакторе за счет разделения потока теплоносителя сплошной кольцевой перегородкой.

Принудительная циркуляция теплоносителя осуществляется по четырем замкнутым петлям 1 контура за счет работы главных циркуляционных насосов (ГЦН). Вода 1 контура, охлажденная в парогенераторах, поступает в реактор через нижний ряд напорных патрубков, проходит вниз по кольцевому зазору между корпусом и шахтой внутрикорпусной, затем через перфорированное эллиптическое днище и опорные трубы шахты входит в ТВС. Из ТВС через перфорированную нижнюю плиту БЗТ теплоноситель выходит в межтрубное пространство БЗТ, в кольцевой зазор между шахтой и корпусом и через четыре верхних выходных патрубка корпуса выходит из реактора.

В режиме принудительной циркуляции (работают ГЦН) теплоноситель первого контура поступает в реактор от ГЦН через входные патрубки.

Далее теплоноситель проходит вниз по кольцевому зазору между шахтой и корпусом, затем через отверстия в опорной части конструкции шахты попадает через щели в опорных стаканах в ТВС и поднимается вверх по тепловыделяющим сборкам.

Нагретый теплоноситель выходит из головок ТВС в межтрубное пространство блока защитных труб и через перфорированную обечайку блока и шахты отводится по выходным патрубкам из реактора в парогенераторы

Схема движения теплоносителя в корпусе реактора

Кроме основного потока теплоносителя, имеются потоки теплоносителя для охлаждения конструктивных элементов БЗТ, органов СУЗ (поз. 11, 16, 17, 18, 19 и 20)

Для охлаждения органов СУЗ в нижней части направляющих каналов для поглощающих стержней имеются отверстия для прохода теплоносителя диаметром 4 мм. Раньше этих отверстий было 4 шт., они располагались под углом 90 друг относительно друга. Сейчас применяются ТВС с направляющими каналами, где имеется только два отверстия, расположенных на одной оси. Это объясняется тем, что при наличии четырёх отверстий после падения органов регулирования СУЗ на нижние концевые выключатели под действием защиты реактора при распитанных электромагнитах ШЭМ может произойти всплытие ПС СУЗ под действием восходящего потока теплоносителя (что и имело место в практике эксплуатации, в частности, на ЗАЭС). С целью предотвращения всплытия ОР СУЗ, инструкцией по ликвидации аварий предписывается подать питание на привода СУЗ после срабатывания аварийной защиты реактора.

Компоновка оборудования 1 контура и расположение его по отметкам позволяют осуществлять расхолаживание реактора в режиме естественной циркуляции. Проектом РУ с ВВЭР-1000 предусматривается использование естественной циркуляции теплоносителя 1 контура для охлаждения активной зоны остановленного реактора в режимах с отключением всех ГЦН.

Общий вид реактора ВВЭР-1000

1 - в отверстия эллиптического днища шахты; 2 - вход в опорные стаканы; 3 - в каналы выгородки; 4 - в направляющие трубы каналов ПЭЛ; 5 - между выгородкой и шахтой; 6 - в опускной кольцевой зазор; 7 - в центральную трубку ТВС; 8 - охлаждение твэл; 9 - в зазор между БЗТ и шахтой; 10 - вход в реактор; 11 - через отверстия опорной плиты БЗТ; 12 - от входных к выходным патрубкам; 13 - через перфорацию обечайки БЗТ; 14 - выход из реактора; 15 - через перфорацию шахты; 16 - выход из под крышки; 17 - через среднюю плиту БЗТ под крышку; 18 - через верхнюю плиту БЗТ под крышку; 19 - в щели между буртом БЗТ, крышкой и шахтой; 20 - выход из защитных каркасов

Нижняя часть направляющего канала ТВС

В случае обесточения или отключения всех ГЦН создается теплоотвод от активной зоны РУ за счет создания естественной циркуляции теплоносителя в 1 контуре (согласно данным ОКБ “Гидропресс” на естественной циркуляции возможен теплоотвод до 10% мощности РУ без превышения предельных параметров ТВС). Нагрев воды осуществляется в активной зоне за счет тепловыделения топливных элементов (ТВЭЛ). ТВЭЛы заполнены слабообогащенной двуокисью ²³⁵U. В настоящее время на всех АЭС с ВВЭР-1000 реализован трехлетний топливный цикл, т.е. каждая ТВС используется в реакторе в течение трех кампаний.

Регулирование реактивности и, тем самым, тепловыделения, осуществляется перемещением органов регулирования с твердым поглотителем, а также изменением концентрации борной кислоты в теплоносителе.

Реактор допускает при разогреве-расхолаживании скорость изменения температуры теплоносителя:

· при разогреве 20°С/час;

· при расхолаживании 30°С/час;

· при ускоренном расхолаживании 60°С/час.

Ускоренное расхолаживание допускается только при течах теплоносителя из первого контура во второй. Проектный срок службы реактора 30 лет (кроме оборудования, заменяемого в процессе эксплуатации, с учетом его назначенного срока службы).

Реактор в период работы между перегрузками обеспечивает выработку энергии эквивалентной тепловой мощности 3000 МВт в течение не менее 7000 эффективных часов.

Конструкция реактора и способ его закрепления совместно с системами СУЗ и САОЗ обеспечивает его безопасный останов и расхолаживание при максимальном расчетном землетрясении 7 баллов, а в случае применения дополнительного закрепления верхнего блока 9 баллов по шкале MSK-64. Кроме того, прочность реактора обеспечивается при одновременном воздействии нагрузок, вызванных максимальным расчетным землетрясением и разрывом трубопровода Ду-850 по полному сечению (МПА).

2.2.2 Конструкция реактора ВВЭР-1000

Реактор представляет собой вертикальный герметичный сосуд цилиндрической формы с эллиптическими днищем и крышкой с установленными внутри него внутрикорпусными устройствами, в которых размещены:

- топливная загрузка ТВС (активная зона);

- органы регулирования СУЗ;

- пучки СВП;

- каналы нейтронного измерения;

- каналы температурного измерения;

- образцы-свидетели.

Реактор состоит из следующих основных узлов:

- Корпус.

- Внутрикорпусные устройства (шахта, выгородка, БЗТ).

- Активная зона.

- Верхний блок.

- Каналы внутриреакторных измерений.

- Блок электроразводок.

На крышке реактора установлены и закреплены приводы СУЗ.

2.3 Парогенератор ПГВ-1000М

2.3.1 Общие сведения

Парогенератор является важным компонентом циркуляционной петли первого контура реактора ВВЭР-1000. Он расположен на каждой петле первого контура между корпусом реактора и всасом главных циркуляционных насосов. Парогенераторы действуют как связующее звено между первым и вторым контуром энергоблока, которое обеспечивает подачу сухого насыщенного пара под давлением 64 кгс/см2 при температуре 278,5С с влажностью < 0,2% на привода паровых турбин. Конструктивное исполнение парогенератора принято исходя из основных требований к ПГ АЭС:

Обеспечение надежного расхолаживания реактора при минимальных разностях высотных отметок между ПГ и реактором.

Поддержание требуемого уровня температур теплоносителя первого контура во всех проектных режимах.

Обеспечение резервирования подачи питательной воды в ПГ по отдельной линии.

Наличие элементов и деталей, которые могут выдерживать высокое давление и, таким образом, исключать возможность протечек из первого контура во второй.

Парогенератор ПГВ-1000М представляет собой теплообменник трубчатого типа, предназначенный для переработки тепла, вырабатываемого реактором, для приведения в движение турбины. Парогенератор позволяет использовать ядерный источник энергии первого контура энергоблока, оставляя при этом пар второго контура радиоактивно чистым.

Парогенератор является важным компонентом циркуляционной петли первого контура реактора ВВЭР-1000. Он расположен на каждой петле первого контура между корпусом реактора и всасом главных циркуляционных насосов. Парогенераторы действуют как связующее звено между первым и вторым контуром энергоблока, которое обеспечивает подачу сухого насыщенного пара под давлением 64 кгс/см² при температуре 278,5С с влажностью < 0,2% на привода паровых турбин.

Теплоноситель первого контура проходит по трубам парогенератора, где тепло передается во второй контур, создавая сухой насыщенный пар. Так как теплоноситель первого контура протекает по трубам, он никогда не попадает и не смешивается со средой второго контура. Это позволяет использовать ядерное топливо, в то же время поддерживая радиоактивную чистоту пара.

Конструктивное исполнение парогенератора предполагает выполнение ряда функций и ограничений. Парогенератор должен выполнять следующие требования:

Обеспечение надежного расхолаживания реактора при минимальных разностях высотных отметок между между ПГ и реактором.

Поддержание требуемого уровня температур теплоносителя первого контура во всех проектных режимах.

Обеспечение резервирования подачи питательной воды в ПГ по отдельной линии.

Наличие элементов и деталей, которые могут выдерживать высокое давление и, таким образом, исключать возможность протечек из первого контура во второй.

Наличие габаритных размеров, которые обеспечивают его транспортировку по железной дороге

В соответствии с данными требованиями тип парогенератора - горизонтальный, однокорпусный, трубчатый. Основными компонентами парогенератора являются:

- "горячий" и "холодный" коллекторы теплоносителя первого контура;

- пучок U-образных труб (поверхность теплообмена);

- потолочный дырчатый лист;

- устройство раздачи основной питательной воды;

- устройство раздачи аварийной питательной воды;

- погружной дырчатый лист;

- опорные конструкции и гидроамортизаторы;

- система защиты ПГ от превышения давления.

Теплоноситель первого контура служит источником тепла для парогенератора (ПГ), он проходит по ПГ со стороны первого контура, как описано ниже. Сначала теплоноситель первого контура нагревается в реакторе и поступает в ПГ через "горячий" коллектор с температурой 320С ± 2С. Из "горячего" коллектора теплоноситель раздается по 10978 трубам - трубному пучку. Пучок труб расположен в нижней половине ПГ. Трубный пучок остается погруженным во время нормальной эксплуатации и действует как поверхность теплообмена. Через трубный пучок тепло, выработанное реактором, передается питательной воде, производящей пар. После прохождения через трубный пучок теплоноситель первого контура выходит в "холодный" коллектор. На этом участке перепад температуры теплоносителя первого контура по ПГ составляет 34С, так как температура в "холодном" коллекторе - 288С ± 2С. Из "холодного" коллектора теплоноситель поступает на всос главного циркуляционного насоса, который направляет его обратно в реактор, где теплоноситель снова будет нагреваться, и цикл начнется опять. атомный энергоблок реактор парогенератор

Маршрут потока второго контура через парогенератор выполняет функцию подачи воды на ПГ для последующего превращения ее в сухой пар для вращения турбины. Вода поступает в парогенератор через распределительный коллектор основной питательной воды. По коллектору питательной воды вода направляется в ПГ, где она нагревается теплоносителем первого контура, проходящим по трубным пучкам. Когда образовавшиеся пузырьки пара начинают подниматься к поверхности воды, они проходят через дырчатый лист. Дырчатый лист предусматривает равномерное распределение пузырьков пара, обеспечивая равномерное нагревание внутри ПГ.

Когда пар входит в пространство между водой и потолочным дырчатым листом, часть влаги, смешанной с паром, удаляется за счет гравитационных сил и осушается до необходимой степени. После выхода из ПГ пар имеет влажность менее 0,2%. Парогенератор производит 1470 тонн пара в час при давлении 64 кгс/см² и температуре 278,5С. Осушенный пар выходит из парогенератора через десять паровых патрубков 350 мм в диаметре, расположенных вдоль верхней части ПГ, и поступает в коллектор пара.

2.3.2 Состав системы парогенератора. Технические характеристики

Каждый компонент в составе парогенератора выполняет специфическую функцию в генерации сухого насыщенного пара и конструктивно обеспечивает целостность и безопасность системы.

Каждый компонент в составе парогенератора выполняет свою специфическую функцию. Конструкция компонентов и состав материала обеспечивают выполнение заданной функции во взаимодействии с другими компонентами ПГ. Данный раздел содержит описание каждого из основных компонентов ПГ, их назначение и конструкцию.

Технические характеристики ПГ

ПГ предназначен для выработки насыщенного пара давлением 64 кгс/см2 с влажностью менее 0,2% при температуре питательной воды 220С в составе энергоблока с водоводяным энергетическим реактором и является составной частью циркуляционных петель реакторной установки.

Конструкция ПГ разработана с учётом возможного воздействия землетрясений силой до 9 баллов и влажного тропического климата.

Тип парогенератора - горизонтальный, однокорпусной, с погружённой поверхностью теплообмена из горизонтально расположенных труб, со встроенными паро-сепарационными устройствами, системой раздачи питательной воды, паровым коллектором, с погружённым дырчатым листом, системой раздачи аварийной питательной воды.

Таблица 2.2

Технические характеристики ПГВ-1000М

Наименование параметра	Величина
1	2
Тепловая мощность, МВт	750+53
Паропроизводительность, кг/с (т/ч)	408,33+28,89 (1470+103)
Давление генерируемого пара (абсолютное), кгс/см2	642
Температура генерируемого пара, С	278,5
Температура питательной воды, С	2205
Температура питательной воды при отключении ПВД, С	1644
Температура аварийной питательной воды, С	5-40
Температура теплоносителя,С: на входе на выходе	3203,5 289,72
Давление теплоносителя 1-го контура на входе в ПГ (абсолютное), кгс/см2	1603
Расход теплоносителя через ПГ: при работе на 4-х петлях, м3/с (м3/ч) при работе на части петель, м3/с (м3/ч) не более	5,89-0,33+0,28 (21200-1200+1000) 7,22 (2600)
Сопротивление ПГ по 1-му контуру при расходе теплоносителя 2104 м3/ч, кгс/см2	1,25
Сопротивление ПГ по паровому тракту при номинальной паропроизводительности кгс/см2, не более	1,10
Влажность пара на выходе из ПГ, % не более	0,2
Величина непрерывной продувки по 2-му контуру от номинальной паропроизводительности, %	0,5
Расчётное рабочее давление: по 1-му контуру по 2-му контуру	180 80
Давление гидроиспытаний, кгс/см2: по 1-му контуру по 2-му контуру	250 110
Температура стенки элементов 1-го контура при гидроиспытаниях, С	70-130
Температура стенки элементов 2-го контура при гидроиспытаниях, С	70-130

2.3.3. Состав парогенератора ПГВ-1000М

Парогенератор ПГВ-1000М состоит из:

- Корпуса с патрубками, люками, штуцерами;

- Коллекторов первого контура;

- Теплообменной поверхности;

- Сепарационных устройств;

- Устройства раздачи питательной воды;

- Погруженного дырчатого листа;

- Внутрикорпусных устройств.

Поперечный и продольный разрезы парогенератора ПГВ-1000М представлены на рис. 2.1 и 2.2.

Продольный разрез

Внутрикорпусные устройства

К внутрикорпусным устройствам относятся:

- система опор трубчатого пучка;

- закраина погруженного дырчатого листа;

- устройство выравнивания паровой нагрузки;

- опускные трубы для стока сепарата в водянной объём ПГ;

- защитное устройство на минусовых отборах однокамерных уровнемеров;

- успокоительное устройство на минусовых отборах двухкамерных уровнемеров;

- колонка КУП-КВПП-1000;

- импульсные линии от колонки КУП-1000.

Поперечный разрез:

1 - патрубок питательной воды; 2 - пароприемный дырчатый лист; 3 - коллектор подвода аварийной питательной воды; 4 - вытеснитель; 5 - коллектор раздачи химреагентов; 6 - воздушник коллектора по 1 контуру; 7 - погруженный дырчатый лист; 8 - дополнительный дырчатый лист; 9 - задвижка; 10 - перегородка солевого отсека; 11 - торцевая закраина.

Закраины погруженного дырчатого листа предназначены для организации циркуляции воды парогенератора.

Устройство выравнивания паровой нагрузки предназначено для перекрытия зазора между корпусом и погруженным дырчатым листом с целью защиты от прорыва пара из зоны интенсивного парообразования.

2.4 Главный циркуляционный насос ГЦН-195М

2.4.1 Общие сведения

Назначение

Главные циркуляционные насосы (ГЦН-195М) обеспечивают принудительную циркуляцию воды в первом контуре реакторных установок типа ВВЭР-1000.

Главный циркуляционный контур ВВЭР-1000

Принудительная циркуляция обеспечивается работой насоса, который подает теплоноситель в реактор, а оттуда нагретый теплоноситель возвращается, охлаждаясь в парогенераторе.

Охлажденным теплоноситель снова подается насосом в реактор. Таким образом, обеспечивается постоянная циркуляция теплоносителя через контур циркуляции.

В соответствии с классификацией по категориям безопасности ГЦН относится к устройствам нормальной эксплуатации. При этом система ГЦН несет дополнительную функцию, как система, обеспечивающая циркуляцию теплоносителя при выбеге при различных авариях с обесточиванием, что позволяет осуществлять плавный выход на режим естественной циркуляции.

Конструктивная схема ГЦН с механическим уплотнением вала

ГЦН-195М это вертикальный, центробежный, одноступенчатый, лопастной насос центробежного типа. Он имеет блок торцевого уплотнения вала, консольное рабочее колесо, осевой подводом перекачиваемого теплоносителя.

Отличительной особенностью насосных агрегатов такого типа является наличие механического уплотнения вращающегося вала, которое в насосах с большой подачей обеспечивает значительные преимущество по сравнению с герметичными. Все насосы этой группы - вертикального исполнения, имеют герметичный силовой корпус (“улитку”) эллиптической формы.

На рисунке приведена типовая структурная схема ГЦН в виде комплекса, который включает в себя следующие присутствующие во всех конструкциях этого вида типовые узлы: приводной электродвигатель, подшипниковые опоры с системой смазки, уплотнение вращающегося вала с системой питания и охлаждения, проточную часть.

Конструктивная схема ГЦН с механическим уплотнением вала состоит из следующих основных узлов и деталей:

– проточная часть насоса

– нижний радиальный подшипник

– холодильник корпуса уплотнения вала

– блок уплотнения вала

– радиально-осевой подшипник

– соединительная муфта

– электродвигатель

– система смазки

– система питания уплотнения вала

– система охлаждения

– система питания радиального подшипник.

ГЦН размещается в гермооболочке, установлен на “холодной” нитке циркуляционного трубопровода I контура и подает охлажденную в парогенераторах воду (теплоноситель I контура) в реактор. Конструктивно ГЦН-195М представляет собой агрегат, состоящий из насоса с антиреверсным устройством, электродвигателя ВАЗ 215/109-6АМО5 и вспомогательных систем.

ГЦН спроектирован таким образом, что обеспечивается:

– нахождение ГЦН в горячем резерве, включая режимы обратного тока в случае повреждения антиреверсного устройства, не ограниченно во времени; пуск и устойчивая работа ГЦН при любом сочетании работающих насосов в РУ;

– кавитационный запас во всех переходных режимах работы РУ;

– остановка (выбег) ГЦН без повреждений при перерыве подачи охлаждающей и уплотняющей воды;

– уровень пульсации давления и вибрации ГЦН, не приводящий к нарушениям в насосе и связанных с ним системах; отсутствие выхода радиоактивного теплоносителя в атмосферу через уплотнение вала насоса;

– отсутствие летящих предметов, представляющих опастность для РУ, во всех проектных режимах;

– все детали и узлы ГЦН, соприкасающиеся с теплоносителем, охлаждающей водой промконтура и запирающей водой, изготовлены из сталей, стойких против коррозии и эррозии;

– материалы деталей, изготовленных из аустенитных марок сталей не имеют склонности к межкристалитной коррозии;

– химсостав материалов деталей, соприкосающихся с теплоносителем, не содержит специальных добавок кобальта и других элементов, которые образуют долгоживущие изотопы в активной рабочей среде;

– ГЦН ремонтнопригоден - обеспечивается возможность разборки и замены составных частей. При выходе из строя большинства узлов ГЦН и их элементов восстановление может быть произведено как путем замены элементов, так и путем замены всего блока, причем, предусмотрен соответствующий ЗИП и приспособления для ремонта;

– конструктивное исполнение ГЦН обеспечивает возможность ремонта электродвигателя и его элементов без разборки насоса;

– непрерывная работа ГЦН на всех эксплуатационных режимах 10 000 часов;

– средняя наработка до отказа - не менее 18 000 часов;

– средний ресурс между средними ремонтами не менее 16 000 часов;

– средний срок службы до списания не менее 30 лет.

2.4.2 Технические характеристики

Таблица 2.3

Насосная часть ГЦН-195М

Наименование	Номинальная величина
Производительность (м3/час)	20000
Давление на всасывании (кгс/см2)	156
Напор (кгс/см2)	6,75±0,25
Число оборотов (об/мин)	1000
Расчетная температура (град.С)	350
Расчетное давление на прочность (кгс/см2)	180
Потребляемая мощность на холодной/горячей воде (кВт)	7000/5300
Время разгона ротора насоса при пуске, сек	не более 12
Общая подача воды на уплотнение во всех режимах работы, не более (м3/час)	2
Превышение давления уплотняющей воды над давлением на напоре ГЦН (кгс/см2)	5-8
Температура уплотняющей воды, не более (град.С)	70
Количество мех. примесей в уплотняющей воде (гр/л)	0,03
Протечки уплотняющей воды в 1 контур во всех режимах работы, не более (м3/час)	0,75
Свободный слив уплотняющей воды через концевую ступень уплотнения во всех режимах работы, не более (м3/час)	0,05
Избыточное давление в линии отвода уплотняющей воды, (кгс/см2)	0,9-2
Подача масла на смазку ГЦН (м3/час) (масло Т-22, Тп-22)	26,5-28,5
Подача масла на электродвигатель ГЦН (м3/час)	5-6
Температура масла на входе в упорный подшипник (град.С)	20-46
Давление масла в полости упорного подшипника (кгс/см2)	0,6-1,25
Расход воды промконтура на 1ГЦН, не менее (м3/час)	40
Давление воды промконтура в ГЦН (кгс/см2)	6
Температура воды промконтура на входе в ГЦН (град.С)	33
Гидравлическое сопротивление ГЦН по среде промконтура (кгс/см2)	2,5
Расход технической воды на 4 ГЦНа, не менее, (м3/час), в том числе: на маслоохладитель на электродвигатель ГЦН на электромагнит	486,0 100х2 шт. 70х4 шт. 1,5х4 шт.
Температура технической воды на входе в ГЦН, не более (град.С)	33
Расход дистиллята в линии подвода на отмывку концевой ступени (м3/час)	0,1-0,2
Температура дистиллята перед узлом уплотнения (град.С)	15-60
Давление дистиллята в линии подвода на отмывку концевой ступени (кгс/см2)	2-6
Напряжение питания электромагнита разгрузки упорного подшипника ГЦН (В)	220
Мощность, потребляемая электромагнитом (кВт)	3
Объем масла, заливаемого в торсионную муфту (л)	5,5
Направление вращения вала ГЦН-195М (если смотреть со стороны электродвигателя)	против часовой стрелки
Масса установки на АЭС ГЦН-195М (тонн)	140
В том числе масса электродвигателя ВАЗ 215/109-6АМО5 (тонн)	48



3. Турбинное отделение

3.1 Турбина К-1000-60/1500-2

Назначение

Турбина типа К-1000-60/1500-2 производственного объединения ХТГЗ - паровая, конденсационная, четырехцилиндровая (структурная схема "ЦВД + три ЦНД"), без регулируемых отборов пара, с сепарацией и однократным двухступенчатым паровым промежуточным перегревом (отборным и свежим паром). Турбина выполнена с дроссельным парораспределением.

Турбина выпущена для работы на двухконтурной АЭС в моноблоке с водоводяным реактором ВВЭР-1000.

Турбина К-1000-60/1500-2 предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока ТВВ-1000-4УЗ (ПО "Электросила"), монтируемого на общем фундаменте с турбиной. Мощность турбогенератора - 1000 МВт, напряжение на клеммах - 24 000 В.

Состав

Турбина представляет собой одновальный четырехцилиндровый агрегат и состоит из цилиндра высокого давления (ЦВД),трех цилиндров низкого давления (ЦНД-1,2,3), пяти опор подшипников, трех конденсаторов, ресиверов, органов парораспределения и регулирования, системы маслоснабжения.

Турбоагрегат снабжен установками:

· сепарационно-перегревательной;

· конденсационной;

· регенеративной.

Турбина имеет нерегулируемые отборы пара на регенеративные подогреватели высокого и низкого давления и деаэратор, на приводные турбины питательных насосов, на теплофикационную водонагревательную установку и на технологические нужды блока.

По сравнению с турбиной К-1000-60/1500-1 длина турбины К-1000-60/1500-2 сокращена с 57,4 до 52,2 метров, а масса с конденсаторами уменьшена на 350 тонн. Путем использования специальных мер при опирании турбины на фундамент заводу-изготовителю удалось вернуться к традиционному подвальному расположению конденсаторов, обеспечивающему более простую компоновку турбоагрегата и вспомогательного оборудования.

Валопровод турбоагрегата состоит из роторов четырех цилиндров и ротора генератора. Каждый из роторов уложен в два опорных подшипника. Вкладыши опорных подшипников имеют сферическую наружную поверхность. Все корпуса подшипников выполнены выносными, опирающимися на ригели. Корпуса подшипников, расположенные между цилиндрами, содержат по два опорных вкладыша соединяемых роторов. Таким образом, роторы турбины опираются на восемь опорных подшипников скольжения, расположенных в пяти выносных опорах. Во второй опоре между ЦВД и ЦНД-1 дополнительно установлен симметричный упорный подшипник с механической системой выравнивания нагрузки между упорными колодками.

Для соединения роторов используются жесткие муфты, полумуфты которых откованы заодно с концевыми участками валов. Насадную полумуфту имеет только ротор генератора. Между полумуфтами роторов генератора и ЦНД-3 установлен промежуточный вал, на котором размещены кулачки обгонной муфты валоповоротного устройства.

Турбина снабжена паровыми лабиринтовыми уплотнениями. Система подвода и отсоса пара из концевых лабиринтовых уплотнений работает автоматически и обеспечивает отсутствие протечек пара из уплотнений в машинный зал. Корпуса концевых уплотнений ЦНД крепятся к опорам подшипников. С корпусом ЦНД они соединены герметичными гибкими элементами.

Маслоснабжение турбоагрегата обеспечивается тремя электронасосами, один из которых резервный. Масло из масляного бака подается насосами через маслоохладители в демпферный бак, установленный на отметке 32 м. Из демпферного бака масло самотеком поступает в основной коллектор смазки, а затем к подшипникам турбины.

Система автоматического регулирования включает электрогидравлическую и гидравлическую части. Общими для этих систем являются исполнительные органы: гидравлические отсечные золотники и управляемые ими сервомоторы стопорных и регулирующих клапанов. В нормальных условиях работает электрогидравлическая система, а гидравлическая система находится в "стерегущем" состоянии и готова принять на себя все функции при неполадках в электрогидравлической системе.

Таблица 3.1

Технические характеристики

Тепловая схема турбоустановки

Свежий пар из парогенераторов подводится к четырем блокам стопорно-регулирующих клапанов (СРК),установленных рядом с ЦВД. Каждый из блоков СРК включает в себя стопорный клапан диаметром 600 мм, внутри которого расположен регулирующий клапан диаметром 480 мм. После регулирующих клапанов пар поступает в ЦВД через два патрубка диаметром 800 мм в нижней половине корпуса. Это облегчает вскрытие ЦВД перед ремонтом.

Отвод пара из ЦВД при давлении 11,6 кгс/см² и влажности 12% осуществляется из четырех патрубков, расположенных в нижней половине корпуса. По четырем ресиверным трубам диаметром 1200 мм, выполненным из нержавеющей стали, пар направляется к четырем сепараторам-пароперегревателям (СПП). Здесь после сепарации влаги осуществляется двухступенчатый перегрев пара (в I ступени - паром первого отбора с давлением 30,4 кгс/см² и температурой 233,5°С, во II ступени - свежим паром). Конденсат греющего пара СПП поступает в деаэраторы или подогреватели высокого давления (ПВД-7). Сепарат сбрасывается в подогреватель низкого давления ПНД-4, а на энергоблоке №4 отводится в тракт основного конденсата на участке между ПНД-4 и деаэраторами.

Перегретый пар при параметрах 11,1 кгс/см² и 250°С из каждого СПП по четырем ресиверным трубопроводам диаметром 1200 мм поступает в два ресивера диаметром 1600 мм, на каждом из которых установлено по одной стопорной заслонке (для энергоблока №4). Из этих ресиверов питаются три ЦНД. Подвод пара к каждому ЦНД осуществляется по двум трубопроводам диаметром 1200 мм. Непосредственно на входе в ЦНД установлены стопорные поворотные заслонки. Участки паропроводов между СПП и цилиндрами низкого давления выполнены из углеродистой стали, на них установлены группы линзовых компенсаторов со стяжками, обеспечивающие необходимую свободу расширения.

Отработанный пар из цилиндров низкого давления направляется в конденсаторы. Из каждого ЦНД пар поступает в свой конденсатор с охлаждающей поверхностью 33160 м². Расход охлаждающей воды 169 800 м³/час.

Регенеративная система турбоустановки состоит из четырех ПНД поверхностного типа, деаэратора и двух ПВД. Для повышения экономичности конденсат греющего пара из ПНД-1 и ПНД-3 закачивается дренажными насосами в конденсатный тракт. Давление в деаэраторе при номинальной нагрузке 6 кгс/см².

Питательная вода в ПВД подается двумя турбопитательными насосами мощностью около 11 МВт каждый. Приводная турбина питается перегретым паром, отбираемым за СПП, и имеет собственный конденсатор.

Тепловая схема турбоустановки с турбиной К-1000-60/1500-2

3.2 Конденсационная установка

Назначение конденсационной установки

Одним из средств получения высокого термического КПД паротурбинной установки является понижение температуры пара в конце процесса расширения за последней ступенью турбины и обеспечение минимально возможной конечной температуры цикла, т.е. температуры отвода тепла в окружающую среду (холодный источник). Это обеспечивается за счет работы конденсационной установки. В конденсаторе конденсируется отработавший в турбине пар, за счет чего поддерживается определенное вакууметрическое давление (разрежение) в выхлопном патрубке турбины.

Кроме того, конденсатор выполняет ряд дополнительных функций:

Создание и поддержание вакуума за последней ступенью турбины.

Сохранение конденсата отработавшего пара в цикле ПТУ.

Создание определенного запаса конденсата для устойчивой работы конденсатного насоса.

Сбор и утилизация низкопотенциальных потоков пара и воды из тепловой схемы турбоустановки.

Деаэрация, т.е. удаление растворенных газов (СО2 и О2) из конденсата.

Прием пара из паросбросных устройств турбины при пусках, остановах и сбросах нагрузки.

Оборудование конденсационной установки турбины К-1000-60/1500-2

Устройство конденсатора

Для мощной турбины размеры конденсатора становятся настолько большими, что появляется необходимость транспортировки его в разобранном виде и сборки на месте установки. Корпус такого конденсатора выполняют прямоугольной формы с внутренним оребрением для уменьшения необходимой толщины стенки.

Установленные на Волгодонской АЭС турбины К-1000-60/1500-2 снабжены конденсаторами типа 33160 (рис. 2.55). Они расположены под турбиной (подвальное расположение). К корпусу (1) конденсатора присоединены трубные доски (2), в отверстиях которых развальцованы трубки (3) из медно-никелевого сплава МНЖ-5-1 диаметром 28х2 мм, образующие охлаждающую поверхность конденсатора. Компоновка теплообменной поверхности принята "ленточной" с достаточно большими свободными проходами для пара. К внешним поверхностям трубных досок крепятся передняя и задняя - поворотная (4) водяные камеры. Передняя камера разделена перегородкой (5) на два отсека: входную (6) и выходную (7) водяные камеры. Охлаждающая вода по трубопроводу (8) поступает во входную камеру, проходит по трубкам нижней половины конденсатора, разворачивается в поворотной камере на 180 градусов, проходит через трубки верхней половины конденсатора и из выходной камеры через трубопровод (9) удаляется из конденсатора. В такой конструкции вода совершает два хода, поэтому конденсатор называется двухходовым. По такой схеме выполнено большинство современных конденсаторов. Однако имеются конденсаторы с большим числом ходов - до четырех. Самые крупные конденсаторы выполняются одноходовыми.

Таблица 3.2

Технические характеристики конденсатора типа 33160

Поверхность охлаждения одного конденсатора, м2	33160
Расчетное абсолютное давление в паровом пространстве, кгс/см2	0,04
Расчетный расход пара на все конденсаторы при номинальной мощности, т/ч	3457
Расчетный расход охлаждающей воды на все конденсаторы, м3/ч	169800
Температура охлаждающей воды, °С: расчетная	15
максимальная (на входе)	33
Давление в трубном пространстве, кгс/см2: минимальное	1,15
максимальное	3,0
Гидравлическое сопротивление при чистых трубках и расчетном расходе охлаждающей воды, кгс/см2	0,76
Расход химобессоленной воды при температуре 30°С, м3/ч: номинальный	65
максимальный	250
Количество охлаждающих трубок в одном конденсаторе, шт: 28 х 2	224
28 х 1	26716
Рабочая длина трубок, м	14,06
Материал охлаждающих трубок	сплав МНЖ-5-1
Масса одного конденсатора, т: "сухого"	1902
с водой	5340

При увеличении абсолютного давления в конденсаторе до 0,23 кгс/см² турбоустановка автоматически отключается действием защиты.



Заключение

Во время прохождения практики мною проведены работы по:

- изучению профиля предприятия, его структуры, характеристики выпускаемой продукции;

- изучению технологического процесса;

- изучению существующей системы управления;

- изучению тепловой схемы АЭС;

- изучению схемы водоподготовки;

- изучению конструкций, устройства реактора, турбины;

- изучению вопросов охраны природы и рационального использования природных ресурсов;

Полученные мной знания в дальнейшем послужат хорошим фундаментом в подготовке квалифицированного и грамотного специалиста: инженера - энергетика.