Расход конденсата через кольцевые зазоры в перегородках подогревателей системы регенерации паротурбинных установок АЭС тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.03, кандидат наук Сайкова, Елена Николаевна

• Сайкова, Елена Николаевна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Сайкова, Елена Николаевна

ВВЕДЕНИЕ

1. Системы регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок АЭС России и Западной Европы

Выводы по главе:

2. Описание экспериментальной установки и методики измерений. Методика проведения опытов

2.1. Описание экспериментальной модели

2.2. Методика и погрешности измерений

2.3. Методика проведения опытов

Выводы по главе

3. Результаты испытаний по определению расхода конденсата через "чистые" зазоры

Выводы по главе

4. Методика теплового расчёта вертикального пароводяного подогревателя с учётом ограничения расхода конденсата при его проходе через зазоры между теплопередающими трубками и отверстиями в дистанционирующих перегородках

Выводы по главе

5. Результаты ресурсных испытаний

Выводы по главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Расход конденсата через кольцевые зазоры в перегородках подогревателей системы регенерации паротурбинных установок АЭС»

ВВЕДЕНИЕ

Преобладающие в мировой практике ядерные энергетические установки (ЯЭУ) с водо-водяными реакторами под давлением (ВВЭР или PWR по классификации МАГАТЭ) [1] при отсутствии перегрева пара и умеренном значении его давления на входе в турбину (6-7 МПа) имеют более низкий термический коэффициент полезного действия (КПД) цикла по сравнению с тепловыми электростанциями (ТЭС), работающими на высоких параметрах перегретого пара. Для ЯЭУ с реактором типа ВВЭР перспективным в плане увеличения КПД является эволюционный переход с третьего поколения на четвёртое, то есть к сверхкритическим параметрам теплоносителя первого контура при расположении в пределах активной зоны области псевдофазового перехода от воды к перегретому пару [2; 3]. Исследования для разработки и создания референтного блока ВВЭР четвёртого поколения уже не первое десятилетие ведутся отдельными странами [6-10], а с 2001 года совместными усилиями под игидой международной организации «Generation IV International Forum» [4; 5]. Однако, учёные и конструкторы всё ещё сталкиваются со множеством сложностей, не позволяющих представить коммерческий ввод в эксплуатацию реактора четвёртого поколения ранее 2030-2040 гг. Поэтому на сегодняшний день с целью повышения значения термического КПД АЭС (КПД нетто для действующих блоков около 28 - 32%) и удержания их на конкурентоспособном по сравнению с ТЭС (для крупной установки КПД нетто составляет около 38 - 40%) уровне повышается роль максимально эффективного устройства регенеративного подогрева питательной воды на пути от конденсатора к парогенератору - системы регенерации паротурбинной установки.

В мировой практике проектирования и строительства АЭС известно множество разнообразных схем исполнения систем регенерации [11-23]. В основном они включают в себя пять-девять подогревателей, осуществляющих

ступенчатый подогрев питательной воды до 165 - 240 °С [24; 25], что позволяет увеличить экономичность установки на 14 - 16 %.

По принципу работы подогреватели системы регенерации разделяются на смешивающие и поверхностные. В подогревателях смешивающего типа греющий пар непосредственно контактирует с питательной водой, нагревая её практически до температуры насыщения греющего пара. В поверхностном подогревателе, из-за реально меньшей поверхности теплообмена и более высокого термического сопротивления передачи тепла от греющей среды к нагреваемой, температура подогретой воды ниже температуры насыщения греющего пара на 1,5 - 3 °С, согласно ГОСТу [26], что обуславливает энергетическую потерю в установке. Таким образом, регенеративная схема со смешивающими подогревателями в термодинамическом отношении является наиболее совершенной. Однако, через цепочку смешивающих подогревателей сложнее организовать ступенчатый подогрев питательной воды с соответствующим ступенчатым повышением давления. Кроме того, существует вероятность заброса воды в турбину при снижении давления в данном отборе, например, при аварийном прекращении подачи пара на турбину.

Наибольшее распространение в настоящее время получили схемы с поверхностными подогревателями, причем, единственный подогреватель смешивающего типа — деаэратор — используется, в основном, для дегазации питательной воды.

Для совершенства схемы с поверхностными подогревателями в тепловом отношении в современных установках находят широкое распространение пароохладители и охладители конденсата греющего пара. В последнем случае, конденсат греющего пара прогоняется через охладитель конденсата перед направлением его в подогреватель с более низким давлением греющего пара. Для дальнейшего повышения эффективности системы регенерации в охладителе конденсата организуется противоточное движение теплообменивающих сред.

Подогреватели системы регенерации паротурбинных установок (ПСР ПТУ) могут иметь горизонтальное или вертикальное исполнение, где последнее обладает определёнными преимуществами:

- меньшая занимаемая площадь машинного зала,

- более удобная разборка/сборка при ремонте непосредственно в машинном зале.

Недостатком их является более низкие значения коэффициента теплоотдачи при конденсации пара на внешней поверхности теплообменных труб. Эти трубы, обычно, имеют диаметр (16 или 20) мм при толщине стенки 1-2 мм. Для взаимного дистанционирования трубы пропускаются через сверления в перегородках, имеющие несколько больший диаметр по сравнению с внешним диаметром труб. Уменьшение диаметра сверления затрудняет сборку трубного пучка, но позволяет снять часть конденсата, стекающего по внешней поверхности труб и повысить интенсивность теплоотдачи при конденсации пара на этой поверхности.

Отверстия в перегородках просверливаются без чистовой обработки поверхности и имеют шероховатость А-(25-30)10" мм, которая лишь на порядок отличается от эквивалентного диаметра рассматриваемого зазора ёэ=:::4РПр/П=((1отв-(Л-ф). При столь высоких значениях А/ёэ отсутствуют рекомендации по расчёту коэффициента гидросопротивления трения, что не позволяет определить расход однофазного потока (конденсат или пар) через зазоры в перегородках и оценить эффективность работы подогревателя.

Кроме того, необходима разработка мер по снижению упомянутых выше протечек.

Перечисленное выше обуславливает актуальность выбранной темы и позволяет сформулировать цели диссертационной работы:

- разработка на основе имеющихся рекомендаций и дополнительно проведённого экспериментального исследования методики расчёта расхода

однофазной среды через зазоры между отверстиями в перегородках и трубками вертикальных ПСР ПТУ; - разработка мер по снижению упомянутого выше расхода.

Степень разработанности темы исследования. Все имеющиеся в настоящее время рекомендации по расчёту коэффициента гидросопротивления трения (А,тр) в каналах с высокой относительной шероховатостью (Д/сЬ) поверхностей (справочник И.Е. Идельчика [27], монография Г. Шлихтинга [28], учебник М.А. Михеева [29] и др.) рассматривают лишь цилиндрические каналы при ДМЭ<0,06.

Методический подход, принятый в работе:

- Эксперименты проведены с фрагментами перегородок и теплообменных труб, выполненных из' натурных материалов и имеющих натурные поперечные размеры и высоту перегородок. При этом использовано шесть сочетаний материала труб, диаметра и высоты перегородки. В экспериментах охвачен широкий диапазон перепада давления среды на перегородках.

- Разработанная методика измерений фиксирует с требуемой точностью характеристики процессов.

- Предложенные физические модели и замыкающие соотношения основаны на современных достижениях в области гидродинамики.

Автор защищает:

- Экспериментальные данные по гидросопротивлению потока воды в узких кольцевых зазорах, имеющих высокую относительную шероховатость Д/с1э=0,042-0,214.

- Рекомендации по расчёту коэффициента гидросопротивления трением (А,^) однофазного потока (вода или пар) в узких кольцевых зазорах, имеющих высокую относительную шероховатость их поверхностей. При этом рассматривается широкий диапазон режимов течения от ламинарного до области автомодельности зависимости А^^Яе).

- Методику расчёта протечек однофазной среды через узкие кольцевые зазоры, имеющие высокую относительную шероховатость их поверхностей.

- Методику расчёта среднего значения коэффициента теплоотдачи со стороны конденсирующегося пара на участке между соседними перегородками вертикального подогревателя, учитывающую частичную протечку конденсата через зазоры в верхней перегородке исследуемого участка.

- Результаты ресурсных испытаний с имитацией стояночного режима вертикального подогревателя с засорением рассматриваемых зазоров продуктами коррозии.

Научная новизна работы состоит в следующем:

- на основе анализа результатов проведённых экспериментов предложен ряд соотношений для расчёта коэффициента гидросопротивления трением однофазного потока в узких кольцевых зазорах, имеющих высокую относительную шероховатость;

- определено критическое значение числа Рейнольдса для ламинарного потока в кольцевых зазорах перегородок реальных подогревателей;

- разработана методика расчёта протечек однофазной среды через узкие кольцевые зазоры с высокой относительной шероховатостью поверхностей;

- разработана методика расчёта среднего значения коэффициентов теплоотдачи при конденсации пара на участке между соседними перегородками вертикального подогревателя, учитывающая ограничение протечки конденсата через зазоры в верней перегородке рассматриваемого участка.

Достоверность научных положений и предложенных расчётных соотношений основывается на результатах экспериментального исследования, проведённого с фрагментами перегородок и теплообменных труб, выполненных из натурных материалов и имеющих натурные поперечные размеры. Использовано шесть сочетаний материала труб, диаметра и высоты перегородки.

Сверления отверстий в перегородках выполнены по технологии, принятой на заводах отрасли.

В экспериментах охвачен широкий диапазон перепада давления среды на перегородке, включающий его действительные значения на промежуточных перегородках и верхней грани выгородки охладителя конденсата вертикальных ПСР ПТУ.

Предложенные замыкающие соотношения, базируются на результатах экспериментов, проведённых автором на ряде моделей и на рекомендациях других исследователей.

Практическая ценность. Результаты работы используются в ОАО «НПО ЦКТИ» при теплогидравлическом расчёте вертикальных ПСР ПТУ АЭС и ТЭС, а также на заводах отрасли.

Личный вклад автора. В диссертации представлены результаты экспериментальных и расчётных разработок, выполненных автором самостоятельно и совместно с сотрудниками лаборатории оборудования АЭС с водоохлаждаемыми энергетическими ядерными реакторами (лаборатории 106) ОАО «НПО ЦКТИ». При этом автору принадлежит проведение экспериментов, анализ результатов экспериментов и разработка предлагаемых соотношений.

Апробация результатов работы. Результаты работы представлялись на XVI Школе-семинаре молодых ученых и специалистов под руководством академика РАН А.И. Леонтьева «Проблемы газодинамики и тепломассообмена в энергетических установках» СПбГПУ 21-25.05.2007 [30], СПб; на НТС ОАО "НПО ЦКТИ" 20.11.2006, СПб; на «Неделе науки 2007» в СПбГПУ, 30.11.2007, СПб; на АЭС Некарвестхайм компании EnBW Kernkraft GmbH, 14.11.2013, Некарвестхайм (Германия); в филиале ОАО «Головной институт «ВНИПИЭТ» «СПбАЭП», 06.12.2013, СПб, а также на ЛМЗ, декабрь 2013, СПб.

Публикации. Результаты диссертации изложены в четырёх печатных работах [30-34], включая три статьи в изданиях рекомендованных ВАК.

Структура и объём работы. Диссертация содержит 115 страниц

основного текста (введение, пять глав с выводами, заключение), 33 рисунка, 10 таблиц. Список литературных источников содержит 71 наименование (без трудов автора). Общий объем диссертации 130 страниц.

1. Системы регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок АЭС России и Западной Европы

Тепловые схемы системы регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок АЭС с водоохлаждаемыми реакторами России и Западной Европы, в основном, однотипны. Они однотипны как для одноконтурных (РБМК, ЭГП-6, ВК, В\УЯ, АВ\УЯ, Е8В\УЯ), так и для двухконтурных блоков (ВВЭР, Р\¥Я, АР\¥Я, АСЯ, РН\УЫ, АР, ЕРЯ) и повторяют тепловые схемы крупных ТЭС с высокими и сверхкритическими параметрами перегретого пара. Так, по ходу питательной воды от конденсатора до парогенератора (или барабан - сепаратора) тепловая схема включает (см. рис. 1.1), где в качестве примера приведена принципиальная тепловая схема третьего и четвёртого блока Калининской АЭС с реактором ВВЭР-1000 [34]):

- конденсатный насос (КН);

- 5 подогревателей низкого давления (П1-П5);

- деаэратор (Д);

- бустерный насос (БН);

- питательный насос (ПН);

- 2 подогревателя высокого давления (П6-П7).

Деаэратор (Д) по принятой терминологии разделяет собой конденсатный тракт и тракт питательной воды.

Для представленной на рис. 1.1 схемы блока Калининской АЭС подогреватели низкого давления (П1) и (П2) смешивающего типа. Выбор смешивающего типа подогревателей позволяет повысить КПД ТПУ за счёт практического отсутствия разности температур между теплообменивающими средами. Подогреватели низкого давления (П1) и (П2) включены по гравитационной схеме, то есть конденсат из (П1) сливается в (П2), расположенный существенно ниже подогревателя (П1). Давление столба нагреваемого конденсата в соединительной линии позволяет поднять давление в (П2) до уровня, соответствующего давлению в предпоследнем отборе турбины,

откуда поступает греющий пар в (П2). За (П2) установлен второй конденсатный насос (КН-П), который прогоняет нагреваемый конденсат через поверхностные подогреватели вертикального типа (ПЗ) - (П5) до деаэратора (Д).

из парогенератора

Рисунок 1.1. Принципиальная тепловая схема ПТУ К-1000-60/3000. Обозначения: ЦНД - цилиндра низкого давления; СПП - сепаратор-пароперегреватель; ЦВД -цилиндра высокого давления; БОУ - блочная очистная установка; К -конденсатор; КН-1 и КН-П - конденсатные насосы; П1 - П2 - смешивающие подогреватели низкого давления №1 - №2; ПЗ - П5 - поверхностные подогреватели низкого давления №3 - №5; СН - насос сетевой воды; БН -бустерный насос; ПН - питательный насос.

Для ряда отечественных одноконтурных блоков РБМК-1000 после конденсатного насоса (КН) устанавливается система очистки конденсата. Это связано с повышенными требованиями к воде первого контура при низкой надёжности вальцовки латунных теплопередающих труб в трубных досках

конденсатора и отрицательном перепаде давления между паровым объёмом конденсатора и охлаждающей водой в его теплопередающих трубах. Приведённое создаёт вероятность подсоса сырой охлаждающей воды в первый контур ЯЭУ и требует непосредственного включения в циркуляционный контур системы глубокой очистки воды. В первом контуре блоков с реакторами ВВЭР эта очистка осуществляется лишь при частичном отборе циркулирующей воды из контура, её очистки и возвращении в циркуляционный контур.

В ряде проектов [15; 35; 36] имеются попытки перехода к бездеаэраторной схеме с переносом функции газоочищения питательной воды и создания её запаса на смешивающие подогреватели низкого давления, имеющие значительный объём питательной воды. Это позволяет создать определенный запас воды для парогенератора во время нормальной эксплуатации блока при работе на переменных нагрузках, аварийных ситуациях. Однако, в настоящее время практического воплощения этих проектов в России не было осуществлено. Наибольшее распространение бездеаэраторные схемы на АЭС получили в США [36; 37]. Также бездеаэраторные схемы имеются на АЭС Франции, как например, на АЭС Бюже с мощностью ЯЭУ 800МВт и на АЭС Дампьер с мощностью ЯЭУ 900МВт.

Разное давление среды в деаэраторе для АЭС с реакторами ВВЭР-1000 и РБМК-1000 (р=0,7-1,2 МПа, абс) и большинства блоков ТЭС с высокими параметрами перегретого пара (р=0,6 МПа, абс), а также наличие высокого перегрева пара на ТЭС (1пп- ^ =200-230 К) при отсутствии перегрева пара на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами позволяют обеспечить более высокий подогрев питательной воды на входе в парогенератор для ТЭС (1^=270-280 °С) по сравнению с АЭС (1:пв= 165-230 °С). Перечисленное вызывает для АЭС повышение доли подогрева питательной воды (конденсата) в ПНД по сравнению с ТЭС. С этим связано и разное соотношение количества ПНД и подогревателей высокого давления (ПВД) для АЭС и ТЭС. Отмеченное, а также превалирующая доля капитальных затрат в стоимости электроэнергии на АЭС (на ТЭС

превалирующей долей является топливная составляющая), по-видимому, привели к отказу от ПВД на блоках с реакторами РБМК ЛАЭС (см. рис. 1.2).

EÛU

Рисунок 1.2. Принципиальная тепловая схема установки РБМК-1000. Обозначения: ЕС -барабан сепаратор; ГЦН - главный циркуляционный насос; ДА - деаэраторы; ПН - питательный насос; ЦНД - цилиндр низкого давления турбины; СПП - сепаратор пароперегреватель; ЦВД -цилиндр высокого давления; К - конденсатор; КН1 - конденсатные насосы первой ступени; КН2 - конденсатные насосы второй ступени; ОД - охладитель дренажа; ПНД -подогреватель низкого давления; БОУ - блочная очистная установка;

—- пар отбора ; -► - конденсат (дренаж);

-► - основной поток теплоносителя.

Все соприкасающиеся с контурной средой элементы системы регенеративного подогрева питательной воды паротурбинных установок АЭС Западной Европы выполнены из нержавеющей стали, включая конденсатор, тогда как для АЭС России только сейчас осуществляется переход от медесодержащих (сплав МНЖ5-1) труб к трубам из нержавеющей стали (Сталь 12Х18Н10Т) в конденсаторах и ПНД. По данным ОАО «Росэнергоатом» на очереди вплоть до 2020г. стоят ещё второй - четвёртый блоки Балаковской АЭС,

первый - второй блоки Калининской АЭС, первый блок Ростовской АЭС. Второе поколение ТПУ К-1000 и К-1200 уже оборудовано камерными ПВД и ПНД поверхностного типа, трубные пучки которых выполнены из стали 08Х18Н10Т или 08X14МФ. Этот переход вызывает увеличение поверхности теплообмена (для конденсатора на ~ 10 - 15% из-за более низкой теплопроводности нержавеющей стали (X = 15 - 17 Вт/м-К) по сравнению с теплопроводностью сплава МНЖ5-1 (в среднем X = 75,4 Вт/м-К). Однако, он повышает надёжность работы блока из-за более высокой вероятности сохранения герметичности соединения при сварке по сравнению с вальцовкой. Кроме того, опыт эксплуатации показал, что при принятом для теплоносителя первого и второго контура АЭС значении РН =10 имеет место повреждение медесодержащих труб. Недостаточная механическая прочность и коррозоинно-эрозионная стойкость медесодержащих трубок ПНД была замечена ещё в 80-хх гг. XX века [21].

ПВД блоков АЭС как России, так и Западной Европы поверхностного типа. Для АЭС России, Германии, да и в большинстве остальных стран Западной Европы они имеют вертикальное исполнение, а для Франции - горизонтальное [25]. В России и в Западной Европе подогреватели высокого давления АЭС мощностью более 900 МВт продублированы для каждого отбора с турбины, чтобы в случае выхода из строя одного аппарата минимизировать нагрузку на парогенератор (см. рис. 1.1).

ПНД блоков АЭС как России, так и Западной Европы выполнены как поверхностного, так и смешивающего типа. На АЭС Германии поверхностные подогреватели имеют, в основном, вертикальное исполнение. Исключение составляют лишь дуплексные ПНД, получающие греющий пар с первого и второго отборов турбин. В данном случае речь идёт о последних ступенях ЦНД ПТУ, так как на немецких АЭС нумерация отборов с турбин обратная принятой в отечественной энергетике, то есть соответствует нумерации подогревателей, начинаясь с последних ступеней ЦНД ПТУ. Во Франции доминирует

горизонтальное исполнение ПНД ПТУ. В России же они могут иметь как горизонтальное, так и вертикальное исполнение.

Как уже упоминалось во введении, вертикальные подогреватели обладают определёнными преимуществами по сравнению с горизонтальными:

- меньшая занимаемая площадь машинного зала,

- более удобная разборка/сборка при ремонте непосредственно в машинном зале.

Недостатком вертикального исполнения является более низкие значения коэффициента теплоотдачи при конденсации пара на внешней поверхности теплообменных труб.

Однако, выбор того или иного исполнения в каждой отдельно взятой стране является скорее исторически сложившимся с учётом поставщика сопутствующего ПТУ оборудования (отечественное/зарубежное), а также с учётом того, какая их отечественных технологий была наиболее развита (горизонтальное/вертикальное исполнение).

Созданные в 70-е и 80-е годы прошлого века энергоблоки мощностью 1 ООО МВт с реакторами ВВЭР -1000 и РБМК-1000 имеют близкие параметры насыщенного пара на входе в ПТУ:

На блоках АЭС с реактором ВВЭР установлены как «быстроходные» турбины (3000 оборотов в минуту) К-1000-60/3000, так и «тихоходные» турбины (1500 оборотов в минуту) К-1000-60/1500 (Калининская АЭС, блоки 1 и 2; Балаковская АЭС, блоки 1-4; Южно-Украинская АЭС, блоки 1 и 2) [15]. Их характеристики по параметрам острого пара и пара в отборах близки. Ниже приводятся эти характеристикм для турбины К-1000-60/3000:

- давление пара на входе в турбину 5,88 МПа;

- температура пара на входе в турбину 274,3 °С;

- относительная влажность пара на входе в турбину 0,5%;

- параметры пара после промежуточного перегрева:

о давление 0,51 МПа абс, о температура 250 °С;

- температура питательной воды 220 °С;

- КПД цикла (брутто/нетто) 33,4/31,2 %.

Ниже, для примера, в таблице 1.1. приводится распределение параметров пара в отборах турбины К-1000-60/3000.

Таблица 1.1. Распределение параметров пара в отборах турбины

К-1000-60/3000.

Отбор Потребитель Параметры пара в камере Количество

пара пара отбора отбираемого

Давление, Температура, пара,

МПа абс °С (влажность, %) т/ч

- СПП 5,71 272(0,6) 545,6

1 ПВД №7 2,43 223(7,7) 344,1

2 ПВД №6 1,5 198(10,4) 355,7

3 Деаэратор 0,94 177(12,5) 120,0

4 ПНД №5 0,579 157(14,3) 278,2

- Вход в ЦНД 0,548 250 149,0

5 ПНД №4 0,268 184 141,1

6 ПНД №3 0,132 123 122,2

7 ПНД №2 0,0672 89(1,8) 154,5

8 ПНД №1 0,0268 67(5,0) 177,7

Для турбины К-500-65/3000, установленной на ЯЭУ с реактором РБМК

- давление пара на входе в турбину 6,1 - 6,6 МПа;

- температура пара на входе в турбину =280 °С;

- относительная влажность пара на входе в турбину 0,5 %;

- параметры пара после промежуточного перегрева:

о давление 0,299 МПа абс,

- температура питательной воды 165 °С;

- КПД цикла (брутто/нетто) 31,8/29,9 %.

Более низкие экономические показатели блока с РБМК-1000 по сравнению с блоком с ВВЭР-1000, в первую очередь связаны с существенно более низким значением температуры питательной воды из-за отсутствия в схеме ПВД (рис. 1.2).

В таблице 1.2 приведены характеристики подогревателей низкого давления АЭС с реактором РБМК-1000. Судя по значениям давления в подогревателях, значения давления в отборах турбин блоков с реакторами ВВЭР-1000 и РБМК-1000 близки.

Дальнейшее развитие ядерной энергетики, основанной, в основном, на водо-водяных корпусных реакторах под давлением (ВВЭР, Р\УЯ и т.д.) привело при практическом сохранении давления воды в первом контуре (15,7 МПа) к росту давления на входе в турбину до 6,93 МП для АЭС-2006. Ниже приведены параметры теплоносителя второго контура и проектные значения КПД для ПТУ К-1200-6,8/50 для АЭС-2006:

- давление пара на входе в турбину 6,93 МПа;

- температура пара на входе в турбину 285,2;

- относительная влажность пара на входе в турбину 0,5 %;

- температура питательной воды 225-230 °С;

- КПД цикла (брутто/нетто) 37,46/ 34,8 %.

В турбоустановке К-1200-6,8/50 принята тепловая схема (рис. 1.3), разработанная на базе тепловых схем, применяемых для новых блоков АЭС: АЭС Тяньвань и АЭС Куданкулам [39].

Тепловая схема, представленная на рис. 1.3, имеет все характерные особенности тепловых схем, присущие турбоустановкам ЛМЗ для АЭС с ВВЭР большой мощности: развитая система регенерации (число ступеней регенерации - семь), наличие одного ПНД смешивающего типа, применение закачки конденсата греющего пара пароперегревателя СПП в тракт питательной воды перед парогенератором. Для повышения КНД цикла выполнен частичный отказ

Таблица 1.2. Основные характеристики подогревателей низкого давления в АЭС с реактором РБМК-1000.

пнд-1 пнд-2 пнд- 3 ПНД-4 пнд- 5

поверхность нагрева 2 м 950 1800 1800 1800 1800

количество трубок (шт) 3232 6743 6777 6742 6751

расход питательной воды 1 (т/час) 1114 2646 2646 2646 2646

давление греющего пара (МПА) 0,024 0,062 0,14 0,34 0,62

температура греющего пара (°С) 63,2 85,3 106,8 135,5 157,7

температура воды на входе в подогреватель (°С) 42,8 65,9 86,7 106,5 133,5

температура воды после подогреватель (°С) 58,5 81,3 103,1 132,2 155,3

гидравлическое сопротивление м. вод. ст. 14,3 11,5 11,2 15,6 15,0

паровой объем м3 23,8 30,8 30,8 30,8 30,8

водяной объем м3 9,6 18,3 18,3 18,3 18,3

Рисунок 1.3 Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1200-6,8/50. Система регенерации выполнена по схеме: 4ПНД+Деаэратор+2ПВД. Обозначения: ЦНД - цилиндра низкого давления; СПП - сепаратор-пароперегреватель; ЦВД - цилиндра высокого давления; КПУ - конденсатор пара уплотнений; К1 и К2 - конденсаторы; ПНД-2 - смешивающий подогреватель низкого давления №2; ПНД-1 и ПНД-3 - ПНД-4 - поверхностные подогреватели низкого давления №1, №3 - №4; ДН - насос дренажа; ПЭН -питательный насос; ПВД-6 и ПВД-7 - поверхностные подогреватели

высокого давления.

от каскадного слива с закачкой конденсата греющего пара ПНД-4 и конденсата, отсепарированного в СПП, в тракт нагреваемого конденсата после ПНД-4.

Как видно на рис. 1.3 конструктивное исполнение вспомогательного оборудования турбоустановки, включая ПНД, ПВД, деаэратор, конденсатные и питательные насосы, принято аналогичным применяемому в турбоустановках К-1000-60/3000 для новых АЭС. При этом массогабаритные характеристики

оборудования незначительно увеличены по сравнению с характеристиками соответствующих видов оборудования к турбоустановкам мощностью 1000 МВт.

Все поверхностные ПНД выполнены без охладителей конденсата, ПВД - с охладителями конденсата. Причём, например, На ЛАЭС-2 и НВАЭС-2 каждый из четырёх ПВД оборудован охладителем конденсата. На ЛАЭС-2 он встроенный, а на НВАЭС-2 вынесенный.

К настоящему моменту на базе материалов, разработанных для проекта АЭС-2006, выполняется разработка уже следующего проекта «ВВЭР-ТОИ» (типовой оптимизированный информатизированный), который будет взят за основу для АЭС, с запланированным вводом в эксплуатацию с 2016 года (Балтийская АЭС).

На фоне наблюдаемого в начале XXI века усиления международного сотрудничества в области строительства АЭС в рамках проекта «ВВЭР-ТОИ» или АЭС-2010 (реакторная установка ВВЭР-1200) [40] в 2007 году было создано совместное предприятие ООО «АЛЬСТОМ Атомэнергомаш» между ОАО «Атомэнергомаш» и лидером мирового атомного машиностроения, компанией Alstom Power Holding SA для комплектации машинных залов АЭС, оборудованием на базе тихоходной технологии ARABELLE™ компании Alstom. В соответствии с подписанным международным соглашением о создании СП, компания Alstom Power Holding SA передала технологию производства тихоходных турбин и генераторов ARABELLE™ мощностью 1200-1800 МВт, а ОАО «Атомэнергомаш» внес в уставной капитал СП производственный корпус общей площадью 78 тыс. кв.м. (ОАО «Машиностроительный завод «ЗиО-Подольск»). На данный момент это означает переход с отечественного на комплектующие ПТУ оборудование французского образца.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Сайкова, Елена Николаевна, 2013 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Nuclear power reactors in the world. Reference Data Series No. 2. - Vienna: IAEA, 2013.-84 p.

2. Семченков, Ю.М. Проблемы и перспективы JIBP нового поколения со сверхкритическим давлением / Водо-водяные энергетические реакторы сверхкритического давления (ВВЭР СКД) / Ю.М. Семченков, А.С. Духовенский, П.Н. Алексеев, А.А. Прошкин, В.Н. Мухачев, А.А. Седов, А.В. Чибиняев // Сборник статей и других материалов. - 2006. — 316 с.

3. Кириллов, П.Л. Сверхкритические параметры - будущее реакторов с водным теплоносителем и АЭС // Обзор. - Атомная техника за рубежом. - 2001. -№ 6. - С. 3-8.

4. A Technology Roadmap for Generation IV Nuclear Energy Systems / Ten Nations Preparing Today for Tomorrow's Energy Needs // U.S. DOE Nuclear Energy Research Advisory Committee and Generation IV International Forum. GIF-002-00. - 2002. - December.

5. Framework agreement for international collaboration on research and development of generation IV nuclear energy systems - 2005. - Режим доступа: http://www.gen-4.org/PDFs/Framework-agreement.pdf.

6. Generation IV nuclear energy system ten-years program plan / Prepared for the U.S. Department of Energy Office of Nuclear Energy Under DOE Idaho Operations Office Contract DE-AC07-05ID14517// Gen VI Nuclear Energy Systems. - Vol. I. -2005. - March. - P. 56. - Режим доступа:

http://nuclear.inl.gov/deliverables/docs/gen-iv-10-yr-program-plan.pdf.

7. Драгунов, Ю.Г. Водоохлаждаемые реакторы со сверхкритическими параметрами (ВВЭР СКД) - перспективные реакторы 4-го поколения / Ю.Г. Драгунов, В.М. Махин и др. // Доклад на 5-й международной научно-технической конференции «Обеспечение безопасности АЭС с ВВЭР». -Подольск: ФГУП ОКБ "ГИДРОПРЕСС", 2007.

8. Core Design Analysis of the Supercritical Water Fast Reactor: Wissenschaftliche Berichte FZKA 7160 / Mori M. - Karlsruhe: Forschungszentrum Karlsruhe in der Helmholtz-Gemeinschaft, 2005.

9. Филиппов, Г.А. Перспективы создания прямоточного корпусного реактора с перегревом пара / Г.А. Филиппов, Н.Е. Кухаркин, Е. И. Гришанин и др. // Атомная энергия. - 2006. - Т. 100. - Вып. 3. - С. 197-204. - Режим доступа: http://www.gidropress.podolsk.ru/files/proceedings/mntk2011/ documents/mntk2011 -028.pdf.

10. Yoo, J. Conceptual design of compact supercritical water-cooled fast reactor with thermal hydraulic coupling / J. Yoo, Y. Ishiwatari, Y. Oka, J. Liu // Annals of Nuclear Energy. - 2006. -Vol. 33. - P. 945-956.

11. Александров, A.A. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок / A.A. Александров. - М.: Изд-во МЭИ, 2004. - 158 с.

12. Теплообменное оборудование паротурбинных установок. Отраслевой каталог. Часть I. - М.: 1989. - 174 с.

13. Теплообменное оборудование паротурбинных установок. Отраслевой каталог. Часть И. - М.: 1989. - 112 с.

14. Матвеев, A.C. Тепловые и атомные электрические станции: учебное пособие / A.C. Матвеев. - Томск: Изд-во ТПУ, 2009. - 444 с.

15. Пат. 2029102 Бездеаэраторная система регенерации паротурбинной установки / Ефимочкин Г.И., Марушкин В.М., Вербицкий B.JI., Васильев В.Н.; заявитель и патентообладатель Акционерное общество "Уральский теплотехнический научно- исследовательский институт", Филиал Акционерного общества "Уральский теплотехнический научно-исследовательский институт". -№ 5023259/06; заявл. 22.01.1992; опубл. 20.02.1995, 2 с.

16. Грищук, И.К. 0 включении деаэратора в тепловую схему электростанции / И.К. Грищук // Теплоэнергетика. - 1954. - № 8. - С. 17-19.

17. РТМ 108.038.03-83. Подогреватели регенеративные смешивающие и схемы их включения. Расчет, проектирование и эксплуатация. С изм. 1. - Взамен РТМ 108.038.01-76 ; введ. 1976 - Л.: НПО ЦКТИ, 1983. - 31 с.

18. Ермолов, В.Ф. Перспективы применения смешивающих ПНД в системах регенерации паровых турбин ЛМЗ / В.Ф. Ермолов, В.А. Пермяков, В.К. Рыжков и др. // Теплоэнергетика. - 1981. - № 12. - С.4-10.

19. Судаков, A.B. Парогенераторы и теплообменное оборудование АЭС: уч. пособие / A.B. Судаков, Б.С. Фокин. - СПб.: НПО ЦКТИ, 2005. - 254 с.

20. Воронин, Л.М. Особенности проектирования и сооружения АЭС / Л.М. Воронин // - М.: Энергоиздат. - 1980. - 167 с.

21. Вакуленко, Б.Ф. О развитии и технологии изготовления крупногабаритных поверхностных подогревателей низкого давления паротурбинных установок АЭС и ТЭС / Б.Ф. Вакуленко, М.П. Белоусов // Теплоэнергетика. - 1993. - №11. -С. 29-36.

22. Вакуленко, Б.Ф. О некоторых новых конструктивных решениях смежных узлов ПНД и ПВД / Б.Ф. Вакуленко// Электрические станции. - 1999. - №6.

23. Отраслевой каталог. Паротурбинные энергетические установки. - М.: ЦНИИТЭИТЯЖМАШ, 1994. - 97 с.

24. Кругликов, П.А. Технико-экономические основы проектирования ТЭС и АЭС. Письменные лекции / П.А. Кругликов. - СПб.: СЗТУ, 2003. - 118 с.

25. Bohn, Т. Konzeption und Aufbau von Dampfkraftwerken / Bohn T. // Graefeling: Technischer Verlag Resch; Köln: Verlag TUEV Rheinland, 1985.

26. ГОСТ 28757-90 Подогреватели для систем регенерации паровых турбин ТЭС. Общие технические условия. - М.: Изд-во Стандартов, 1991. - 15 с.

27. Идельчик, И.Е. Справочник по гидравлическим сопротивлениям / И.Е. Идельчик. - М.: Машиностроение, 1975. - 559 с.

28. Шлихтинг, Г. Теория пограничного слоя / Г. Шлихтинг // - М.: Наука, 1974. -711 с.

29. Михеев, М.А. Основы теплоотдачи / М.А. Михеев, И.М. Михеева. - М.: Изд-во Энергия, 1977. - 344 с.

30. Сайкова, E.H. Коэффициент гидросопротивления трением в каналах с высокой относительной шероховатостью / E.H. Сайкова, A.A. Щеглов // Труды XVI Школы-семинара молодых учёных и специалистов под руководством академика РАН И.А. Леонтьева. Проблемы газодинамики и тепломасообмена в энергетических установках. - М.: Издательский дом МЭИ, 2007. - Т. 2. - С. 424427.

31. Валунов, Б.Ф. Расходы конденсата через кольцевые зазоры в перегородках пароводяных подогревателей / Б.Ф. Балунов, М.П. Белоусов, В.А. Ильин, E.H. Сайкова и др.// Теплоэнергетика. - 2011. - № 8. - С. 42-46.

32. Балунов, Б.Ф. Гидросопротивление зазоров в перегородках регенеративных подогревателей / Б.Ф. Балунов, E.H. Сайкова, Ю.Г. Сухоруков // НТВ СПбГПУ. -2013. - Вып. 4.-С. 172- 177.

33. Балунов, Б.Ф. Исследование теплогидравлических характеристик кожухотрубного подогревателя с интенсификацией теплообмена путём использования теплообменных трубок с лунками / Б.Ф. Балунов, В.А. Ильин, М.А. Готовский, В.А. Пермяков, К.В. Пермяков, E.H. Сайкова, В.В. Сальников, А.А Щеглов // Теплоэнергетика. - 2008. - № 1. - С. 56-60.

34. Атомные электростанции: учеб. пособие / А. М. Антонова, А. В. Воробьев // Томский политехнический университет. - Томск: Изд-во Томского политехнического ун-та, 2009. - 275 с.

35. Трифонов, H.H. Совершенствование системы регенерации паротурбинных установок со смешивающими теплообменниками низкого давления с учетом переменных режимов: дис. к.т.н.: 05.04.01 /Трифонов Николай Николаевич. - JI., 1984.

36. Ефимочкин, Г.И. Бездеаэраторные схемы паротурбинных установок. — М.: Энергоатомиздат, 1989. - 232 е.: ил.

37. Karassik, I. Trends in Boiler Feed pumps for large steam electric generating peants in the USA/1. Karassik // Combustion. - 1978. - N 1.

38. Кириллов, П. Jl. Справочник по теплогидравлическим расчетам: ядерные реакторы, теплообменники, парогенераторы / П. Л. Кириллов, Ю.С. Юрьев, В.П. Бобков. М.: Энергоиздат, 1984. - 296 с.

39. Лисянский, A.C. Современные быстроходные и тихоходные паровые турбины / A.C. Лисянский и др.// PRoAtom. - 2010. № 5.

40. Приказ Генерального директора ГК «РОСАТОМ» № 54 от 01.03.2011 №1/158 «Об организации работ по проекту «Создание типового проекта оптимизированного и информатизированного энергоблока технологии ВВЭР («ВВЭР-ТОИ»)».

41. Петреня, Ю.К. Путём эволюции / Ю.К. Петреня, А. Лисянский// РЭА, 2010.

- №2. - С. 30-33.

42. Балунов, Б.Ф. Комплекс экспериментальных исследований для обоснования надежности охлаждения активной зоны интегральных водоохлаждаемых реакторов при авариях с потерей теплоносителя: дис. к.т.н.: 05.14.03 / Балунов Борис Фёдорович. - СПб.: АООТ НПО ЦКТИ, 1997.

43. Deaerator and feedwater tank for thermal power plants. - Режим доступа: http://www.alstom.com/Global/Power/Resources/Documents/Brochures/heat-exchangers-deaerator-feedwater-tank.pdf.

44. Пат. 2365814 Теплообменник / Белоусов М.П., Охрименко В.Ю., Лазарев Н.М., Бандуров C.B., Колтунов В.А.; заявитель и патентообладатель НПО ЦКТИ.

- № 2008107257/06; заявл. 26.02.2008; опубл. 27.08.2009, 2 с.

45. Акт по результатам расчёта величины протечек в перегородках над OK в ПВД АЭС "Пакш", "Тяньвань", "Куданкулам", "Бушер" и недоохлаждения конденсата греющего пара. ФР-04272РР. ЗиО. - 2006.

46. Акт по результатам измерений величины протечек воды в модели перегородки охладителя конденсата ПВД-К с неразвальцованными трубами

применительно к перепадам давления на перегородке, характерных для Тяньваньской АЭС "Куданкулам", АЭС "Бушер". ЭРЦ-0254. - 2006.

47. Пат. 2358193 Пароводяной подогреватель / Белоусов М.П., Серкова М.В. Колтунов В.А.; заявитель и патентообладатель ОАО "НПО ЦКТИ". - заявл. 25.10.2007; опубл. 10.06.2009, 3 с.

48. РТМ108.271.23-84. Расчет и проектирование поверхностных подогревателей высокого и низкого давления. - JL: НПО ЦКТИ, 1984. - 103 с.

49. РД 24.035.05-89. Тепловой и гидравлический расчет теплообменного оборудования АЭС. - Д.: НПО ЦКТИ, 1991.

50. Самойленко, JI.A. О явлении перемежаемости режимов движения жидкости. Санитарная техника: Краткое содержание докладов ко 2 научной конференции молодых учёных-строителей. -JL: 1967. - С. 5-6.

51. РД 040-09. Расчетные соотношения и методики расчета гидродинамических и тепловых характеристик элементов и оборудования водоохлаждаемых ядерных энергетических установок: утвержден 20.07.2009. -М.: ГНЦ РФ-ФЭИ и НТЦ ЯРБ, 2009.

52. Нормативный метод гидравлического расчета паровых котлов: Руководящие указания (ЦКТИ-ВТИ), вып. 33. - Л.: ОНТИ ЦКТИ, 1973. - 1 т.

53. Кутателадзе, С. С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: Справочное пособие. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 366 с.

54. Аэродинамический расчет котельных установок: нормативный метод. Под ред. С. И. Мочана. - М.: Энергия, 1977. - 256 с.

55. Нехорошее, П.М. Критические числа Рейнольдса при продольном течении жидкости в пучках стержней / П.М. Нехорошее // Вопросы атомной науки и техники. - 1981. Вып. 3 (16). - С. 52-57.

56. Пустыльник, П.Н. Теплообмен при вынужденном продольном обтекании воздухом пучка труб при граничном условии Tcm=const / П.Н. Пустыльник, Б.Ф. Балунов, А.Я. Благовещенский // Теплоэнергетика. - 1990. - № 3. - С. 63-65.

57. Бабыкин A.C. Интенсивность охлаждения частично осушенных твэлов в квазистационарных условиях / A.C. Бабыкин, Б.Ф. Балунов, Т.С. Живицкая [и др.] // Атомная энергия. - 1993. - Т. 75. - Вып. 4. - С. 276-281.

58. Балунов, Б.Ф. Охлаждение частично осушенной активной зоны корпусного реактора при "малой течи" / Б.Ф. Балунов и др.// Атомная энергия. - 1992. - Т. 72. - Вып. 2. - С. 130-136.

59. Френкель, Н.З. Гидравлика / Н.З. Френкель // - M.-JL: Госэнергиздат, 1956.-456 с.

60. Самойленко, JI.A. Исследование гидравлического сопротивления трубопроводов при переходном режиме движении жидкости и газов / JI.A. Самойленко, Е.А. Прегер // Л.: Труды ЛИСИ. - 1966. - Вып. 50. - С. 27-39.

61. Адаменко, Г.Г. Анализ литературных материалов о численном значении числа Рейнольдса. Труды ЛИСИ. Л.: 1966. - Вып. 50. - С. 5-10.

62. Крамаренко, В.В. Гидравлика / В.В. Крамаренко, О.Г. Савичев. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2009. - Часть I. - 112 с.

63. Башта, Т.М. Машиностроительная гидравлика : справочное пособие / Т. М. Башта. - М.: Машиностроение , 1971.-671 с.

64: Башта, Т.М. Гидропривод и гидропневмоавтоматика / Т. М. Башта. - М.: Машиностроение, 1972. - 320 с.

65. Башта, Т.М. Гидравлика, гидромашины и гидроприводы: Учебник. 2-е изд., перераб. /Т.М. Башта и др. - М.: Машиностроение, 1982. - 423 с.

66. Андреев, А.Ф. Гидро- пневмоавтоматика и гидропривод мобильных машин. Объемные гидро- и пневмомашины и передачи / А.Ф. Андреев и др. -Минск: Высшая школа, 1987. - 310 с.

67. Мурин, Г.А. Гидравлическое сопротивление стальных труб // Известия ВТИ. - 1948. -№10. - С. 1-7.

68. Филоненко, Г.К. Гидравлическое сопротивление трубопроводов// Теплоэнергетика. - 1954. - №4-5. - С. 40-44.

69. Альтшуль, А.Д. Примеры расчетов по гидравлике: Учебное пособие / А.Д. Альтшуль и др. - М.: Стройиздат, 1976. - 256 с.

70. Nikuradze, J. Stromungsgesetze in rouhen Rohren.VDI Forschungscheft. -№ 361.- 1933. - S. 16-53.

71. Moody, L.F. Friction factors for pipe flow. Trans. ASME 671-678. -1944.

72. Петухов, Б.С. Теплообмен в ядерных энергетических установках. / Б.С. Петухов, Л.Г. Генин, С.А. Ковалёв // М.: Энергоатомиздат, 1986. - 470 с.

73. Бродов, Ю.М. Параметры вибрации труб подогревателя сетевой воды ПСВ 500-14-23 в условиях эксплуатации / Ю.М. Бродов и др. // Известия Вузов: Энергетика, 1983. - №4. - С. 88-90.

74. Плотников, П.М. Исследование проницаемости промежуточных перегородок вертикальных теплообменных аппаратов / П.М. Плотников и др. // Известия Вузов: Энергетика, 1988. - №2. - С. 75-80.

75. Гостев, Е.А. Течение жидкости в кольцевом канале, имеющем эксцентриситет / Е.А. Гостев, И.С. Риман. // Промышленная аэродинамика. -1973. -Вып 30. - С 58-64.

СПИСОК ИЛЛЮСТРАТИВНОГО МАТЕРИАЛА

Рисунок 1.1. Принципиальная тепловая схема ПТУ К-1000-60/3000. - С. 11. Рисунок 1.2. Принципиальная тепловая схема установки РБМК-1000. - С. 13. Рисунок 1.3. Принципиальная тепловая схема турбоустановки К-1200-6,8/50. -С. 13.

Рисунок 1.4. Общий вид машинного зала с турбиной А11АВЕ1ХЕ™ для АЭС нового поколения для ВВЭР-ТОИ. - С. 21.

Рисунок 1.5. Схема вертикального поверхностного подогревателя со встроенным охладителем конденсата. - С. 26.

Рисунок 1.6. Схема вертикального поверхностного подогревателя со встроенным

охладителем конденсата [47]. - С. 29.

Рисунок 2.1. Экспериментальная установка. - С. 34.

Рисунок 3.1.а. Результаты экспериментов с ДП №1 в виде функции Ы02= С(ОЛ/в). - С. 58.

Рисунок 3.1.6. Результаты экспериментов с ДП №6 в виде функции Ь1/01 = ((С/ув).-С. 58.

Рисунок 3.2. Результаты экспериментов с ДП №5 (Ндп = 60 мм; с1э = 16,52 мм), обработанные в виде функции = ДЯе). - С. 59.

Рисунок 3.3.а. Зависимость расхода конденсата (С) через один зазор от уровня конденсата (Ъ) над перегородкой при Ндп =16 мм, с10хв= 16,54 мм. - С. 60. Рисунок 3.3.б. Зависимость расхода конденсата (С) через один зазор от полного перепада давления Ь£=Др^рв на перегородкой при Ндп = 16 мм, ёотв= 16,54 мм. -С. 61.

Рисунок 3.4.а. Зависимость расхода конденсата (С) через один зазор от уровня конденсата (Ъ) над перегородкой при Ндп = 60 мм, <1отв= 16,33 мм. - С. 61. Рисунок 3.4.6. Зависимость расхода конденсата (С) через один зазор от полного перепада давления (Ъ2=Др^рв) на перегородке при Ндп = 60 мм, с1отв= 16,33 мм. - С. 62.

Рисунок 3.5. Зависимость А^ДЯе) для ДП №1 (ёоТВ= 16,54мм; Ндп=16мм). - С. 64.

Рисунок 3.6. Зависимость А^АДе) для ДП №2 (с10ТВ = 16,13 мм; Ндп =16 мм). -С. 65.

Рисунок 3.7. Зависимость А^ДЯе) для ДП №3 (<10Тв = 16,31 мм; Ндп = 16 мм). -С. 65.

Рисунок 3.8. Зависимость А^^Яе) для ДП №4 ((^„=16,59 мм; Ндп =16 мм).

- С. 66.

Рисунок 3.9. Зависимость Атр^Яе) для ДП №5 (ёотв =16,52 мм; Ндп = 60 мм).

- С. 66.

Рисунок 3.10. Зависимость А^^Яе) для ДП №6 (ёотв=16,33 мм; Ндп = 60 мм).

- С. 67.

Рисунок 3.11. Зависимость Хтр=Г(Яе). Обобщение результатов всех

экспериментов.

-С. 68.

Рисунок 3.12. Зависимость Атр= ((Яе;с1/А) для гладких и шероховатых труб. - С.70. Рисунок 3.13. Зависимость Атр = ((Яе; ё/А) [70] для труб с равномерной песочной шероховатостью. - С. 71.

Рисунок 3.14. Зависимость Атр = ((Яе; к8/ф [71] для технических труб с неравномерной шероховатостью. - С. 73.

Рисунок 3.15. Вспомогательный график из [71] для определения взаимосвязи эквивалентной песочной шероховатости с реальной средней шероховатостью труб из различных материалов. - С. 74.

Рисунок 3.16. Рекомендации [27] для расчёта коэффициента гидросопротивления трения в цилиндрических трубах с большой шероховатостью стенок. - С. 76. Рисунок 4.1. Зависимость А^, = ДЯе) для зазоров в перегородках реальных ПСР ПТУ с шероховатостью поверхности отверстий А = (25 - 30)-10"3 мм. - С. 89. Рисунок 5.1. Опыт 1. Динамика изменения величины зазора (5) при "ресурсных" испытаниях с ДП №6 (ёохв= 16,33 мм; Ндп=60 мм; Т=17°С; трубка-сталь). - С. 100. Рисунок 5.2. Опыт 2. Динамика изменения величины зазора (8) при "ресурсных" испытаниях с ДП №6 (с10ТВ= 16,33 мм; Ндп=60 мм; Т=19°С; трубка-сталь). - С. 101.

Рисунок 5.3. Опыт 3. Динамика изменения величины зазора (8) при "ресурсных" испытаниях с ДП №1 (d0TB= 16,54 мм; Ндп = 16 мм; Т = 20 °С; трубка - сталь). -С. 101.

Рисунок 5.4. Опыт 3. Изменение величины зазора (8) с изменением высоты уровня воды (h) над ДП №1 (d0TB =16,54 мм; Ндп =16 мм; Т=20 °С; трубка -сталь). - С. 105.

Рисунок 5.5. Опыт 2. Изменение величины зазора (8) с изменением высоты уровня воды (h) над ДП №6 (d0TB = 16,33 мм; Ндп = 60 мм; Т = 19 °С; трубка -сталь). - С. 105.

Рисунок 5.6. Опыт 4. Зависимость 8=f(x) при имитации "стояночного" режима работы подогревателя. - С. 112.

Таблица 1.1. Распределение параметров пара в отборах турбины К-1000-60/3000.-С. 16.

Таблица 1.2. Основные характеристики подогревателей низкого давления в АЭС с реактором РБМК-1000. - С. 12.

Таблица 2.1. Результаты измерений диаметров отверстий. - С. 35-37.

Таблица 2.2. Характеристики турбинного конденсата от ТЭЦ «НПО ЦКТИ».

-С. 38.

Таблица 3.1. Усредненные диаметры (d0TBcp) и суммарные проходные сечения (Fnp) зазоров.- С. 44.

Таблица 3.2. Результаты опытов по гидросопротивлению. - С. 46-56.

Таблица 4.1. Расходы сконденсированного пара, т/ч. - С. 91.

Таблица 5.1. Результаты ресурсных испытаний. Опыты 1 - 3. - С. 97 - 100.

Таблица 5.2. Расходные характеристики модели в разные периоды проведения

"стояночного опыта" (опыт 4). - С. 107 - 110.

Таблица 5.3. Динамика изменения величины зазоров 8Т. - С. 111.