CC BY
50
DOI: 10.18721/JEST. 27103 УДК 621.311.25.621.039
А.В. Попов1, Е.Д. Федорович2, Е.Н. КулаковИ.Б. Денисова2
1 ОАО "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова",
Санкт-Петербург, Россия;
2 Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, Санкт-Петербург, Россия
ВЛИЯНИЕ КОЛИЧЕСТВА КОНДЕНСАТНЫХ НАСОСОВ НА НАДЕЖНОСТЬ РАБОТЫ ПИТАТЕЛЬНЫХ НАСОСОВ В СХЕМЕ ЭНЕРГОБЛОКА БРЕСТ-ОД-300
Проведен анализ конденсатно-питательного тракта действующих зарубежных и отечественных атомных и тепловых электрических станций с бездеаэраторной тепловой схемой. Выполнено сравнение распологаемого кавитационного запаса питательного насоса действующих блоков с блоком с РУ БРЕСТ-ОД-300. Установлено, что количество КЭН-2 и ПЭН-1 на блоках с бездеаэраторными схемами согласовано. Произведен выбор предпочтительной схемы тракта. С использованием динамической модели энергоблока проведен расчет и анализ режима с отключением КЭН-2 без включения резервного. На основании результатов расчета выставлены требования к характеристике КЭН-2 при их согласованном количестве. По характеристикам, полученным от заводов-изготовителей, выполнен расчет режима с отключением конденсатного насоса без включения резервного при их согласованном количестве. Использование динамической модели энергоблока делает возможным еще до строительства станции оценивать надежность оборудования в режимах с нарушением работы оборудования. На основании результатов расчетов обосновано использование согласованного количества ПЭН-1 и КЭН-2.
Ключевые слова: АЭС, надежность, питательный насос, кавитационный запас, бездеаэра-торная тепловая схема, динамическая модель.
Ссылка при цитировании:
Попов А.В., Федорович Е.Д., Кулаков Е.Н., Денисова И.Б. Влияние количества кон-денсатных насосов на надежность работы питательных насосов в схеме энергоблока БРЕСТ-ОД-300 // Материаловедение. Энергетика. 2021. Т. 27, № 1. С. 31-40. DOI: 10.18721/^X27103
Это статья открытого доступа, распространяемая по лицензии СС BY-NC 4.0 (Ы^://сгеа-tivecommons.Org/licenses/by-nc/4.0/)
A.V. Popov1, E.D. Fedorovich2, E.N. Kulakov1, I.B. Denisova2
1 Joint-Stock Company "I. I. Polzunov Scientific and Development Association on Research and Design of Power Equipment", St. Petersburg, Russia;
2 Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University, St. Petersburg, Russia
INFLUENCE OF NUMBER OF ELECTRIC CONDENSATE PUMPS ON FEEDWATER PUMP OPERATING RELIABILITY IN THE BREST-OD-300 POWER UNIT CIRCUIT
The paper presents an analysis of a condensate-feedwater system of foreign and domestic nuclear and thermal power plants with a closed-feed cycle. This analysis includes a comparison of the available cavitation reserve of feedwater pumps (FWPs) of operating units with that of BREST-OD-300. We established that the number of electric condensate pumps (ECPs) on closed-feed cycle units is equal to the number of FWPs. A preferable system cycle was selected. We used a dynamic model of the BREST-OD-300 power unit to calculate and analyze the mode with failure of the ECP-2 without switching on the reserve pump. Based on the calculation results, we formulated certain characteristics requirements ECP-2 should meet in case their number agrees with that of FWPs. According to the characteristics obtained from the manufacturers, a calculation was made for the same ECP failure mode with an ECP-and-FWP number ratio equal to one. The use of the dynamic model of a power unit makes it possible to assess the reliability of equipment in modes with equipment failure even before the construction of the plant. Based on the study results, it is clear that the number of ECPs of the BREST-OD-300 unit should be no less than the number of FWPs.
Keywords: NPP, reliability, feedwater pump, cavitation reserve, closed-feed cycle, dynamic model. Citation:
A.V. Popov, E.D. Fedorovich, E.N. Kulakov, I.B. Denisova, Influence of number of electric condensate pumps on feedwater pump operating reliability in the BREST-0D-300 power unit circuit, Materials Science. Power Engineering, 27 (01) (2021) 31-40, DOI: 10.18721/JEST.27103
This is an open access article under the CC BY-NC 4.0 license (https://creativecommons.org/ licenses/by-nc/4.0/)
Введение. В настоящее время рядом организаций разрабатывается проект реакторной установки на быстрых нейтронах со свинцовым теплоносителем (РУ БРЕСТ-0Д-300). Поскольку данный блок является опытно-демонстрационным, главная его функция заключается в отработке новых технологий, связанных с использованием в качестве теплоносителя свинца [1-3], следовательно, вопрос экономичности отодвигается на второй план.
Использование в качестве теплоносителя первого контура жидкого свинца накладывает ряд эксплуатационных ограничений, одним из которых является минимальная температура подачи питательной воды в прмоточный ПГ [4, 5], которая должна быть не менее 335 °С во всех режимах работы блока. Для обеспечения данного условия ОАО «ВТИ» была предусмотрена бездеаэратор-ная тепловая схема с установкой смешивающего подогревателя питательной воды (СППВ) с давлением Ps = 15 МПа (ts = 342 °С) перед парогенератором [6, 7]. Этот подогреватель также играет роль емкости запаса питательной воды перед парогенератором, что обусловило необходимость установки питательного насоса второго подъема за СППВ. Поскольку электроприводные насосы на такие высокие параметры отсутствуют, было предложено применение питательного насоса с гидротурбинным приводом (ПГТН), использующего в качестве силовой воды воду с напорного коллектора питательного насоса с электроприводом (ПЭН-1). Как итог, конденсатные электронасосы второго подъема (КЭН 2) выполняют роль бустерного насоса для ПЭН-1 и в номинальном режиме в количестве 2 работающих агрегатов обеспечивают работу 3-х ПЭН-1 и 2-х ПГТН.
Поскольку АЭС является ядерно опасным объектом, крайне важно обеспечить надежность и безопасность при производстве электрической энергии. Создание модели, имитирующей работу станции, позволяет проводить анализ процессов, протекающих в оборудовании энергоблока при различных режимах работы еще на стадии проектирования, что позволяет снизить затраты на натурные испытания.
Цель работы — определение необходимых с точки зрения надежности конденсатно-питатель-ного тракта характеристик насосной группы КЭН 2 путем проведения динамического расчета энергоблока с перспективной РУ БРЕСТ ОД 300.
Бездеаэраторные схемы АЭС
Родоначальниками применения бездеаэраторных схем в тепловой энергетике являются американские турбостроительные фирмы. Отсутствие деаэратора было обусловлено тем, что деа-
эрация основного конденсата выполнялась в конденсаторе до требуемого содержания кислорода не более 10 мг/кг. При развитии атомной энергетики в США, следуя традициям тепловой энергетики, стали также применять на АЭС бездеаэраторные тепловые схемы. Но в 1979 году на АЭС «TMI» произошла самая большая на то время авария с частичным расплавлением активной зоны реактора и выбросом радиоактивного загрязнения в окружающую среду. Исходным событием этой аварии было ошибочное закрытие арматуры на входе и выходе фильтров конденсатоочист-ки, вследствие чего отключились последовательно расположенные конденсатные и питательные насосы.
Таблица 1
Основные результаты анализа КПТ бездеаэраторных схем
Table 1
Main analysis results of closed-feed water schemes FWCS
Параметр Величина
АЭС/ТЭС Kashiwazaki-Kariwa Palo Verde Surry БРЕСТ-0Д-300 Каширская ГРЭС
Блок 5,6 1,2,3 1,2 - - 3
Разработчик РУ GE/Toshiba/ Hitachi CE Westinghouse НИКИЭТ -
Тип РУ ABWR PWR PWR БР -
Электрическая мощность блока, МВт 1356 1412 838 305,6 305,7 330
Температура ПВ перед ПЭН/ТПН 154,9 174,7 188,2 198,1 200,2 188
Давление на всасе ПЭН/ТПН, МПа 2,20 1,85 2,83 2,15 1,74 1,98
Давление на всасе ПЭН/ТПН, МПа 0,54 0,89 1,21 1,49 1,56 1,20
Распологаемый кавитационный запас, МПа 1,66 0,96 1,62 0,66 0,59 0,54 0,78
185 11 188 77 69 62 91
Схема КЭН 2 + 1 2 + 1 2 + 1 2 + 1 2 + 1 2 + 1 3 + 0
Тип привода ПН ТПН ТПН ТПН ПЭН ТПН
Схема ПЭН/ТПН 2 ТПН+2 ПЭН 2 + 0 2 + 0 3+1 ТПН+ПЭН
Закачка дренажа на всас ПЭН/ТПН + + + + + +
Дренаж КГП ПВД-5,6 КГП ПВД-5,7+ сепарат СПП Сепарат СПП+КГП ПНД-5 ПГТН+ КГП ПВД-6 КГП ПП-2 + ПГТН + КГП ПВД-6 КГП ПВД-7
Наличие дренажного бака + + + - - -
Способ закачки СКЭН СКЭН СКЭН б/н б/н б/н
Отсутствие подачи воды в прямоточные парогенераторы, нарушения в работе САОР и ошибки операторов привели к аварии 5 уровня по международной шкале ядерных событий. Затраты на
ликвидацию последствий аварии составили ~ 1 млрд. $ [8]. После этой аварии до 2012 г. на территории США не было выдано ни одной новой лицензии на сооружение АЭС. В дальнейшем, блоки, получившие лицензии NRС на сооружение, были спроектированы с деаэраторами [9, 10] - АЭС «^Ь>-3,4 (АР1000) и «№гШ-Аппа»-3 (ESBWR).
ОАО «НПО ЦКТИ» провело анализ конденсатно-питательного тракта (КПТ) действующих АЭС США разных разработчиков РУ и отечественных ТЭС с внедрёнными бездеаэраторными схемами [11-15]; основные результаты этого анализа представлены в табл. 1.
Основные выводы анализа:
— количество конденсатных и питательных насосов на блоках с бездеаэраторными схемами взаимосогласовано;
— располагаемый кавитационный запас питательного насоса на действующих блоках превышает такой для БРЕСТ-ОД-300 до 2,7 раз. Из-за низкого кавитационного запаса турбопитатель-ного насоса (ТПН) на блоке №3 Каширской ГРЭС в работе на номинальной мощности находится 3 КЭН-2 [13] (работа без резерва);
— на блоках АЭС с бездеаэраторными схемами как с BWR, так и с PWR, разработанными американскими фирмами, закачка дренажей в тракт перед питательными насосом выполняется из дренажного бака сливным насосом, а не самотеком через смеситель (со смешением двухфазной среды с основным конденсатом), как на отечественных ТЭС;
— температура основного конденсата перед питательным насосом на действующих блоках не превышает 190 °С (давление насыщения Ps = 1,26 МПа, что близко к давлению в деаэраторах современных блоков АЭС — 1,2^1,3 МПа).
Выбор предпочтительной схемы тракта
Балансовый расчёт тепловой схемы турбоустановки К-300-15,7/50 был выполнен для РУ БРЕСТ для двух вариантов схем слива конденсата греющего пара ПП-2: в ПВД-6 и смеситель перед ПЭН-1. Согласно результатам расчёта, мощность генератора при использовании схемы со смесителем повышается на ~ 100 кВт, однако при этом растёт потребляемая мощность ПЭН-1 на 130 кВт, что вызвано увеличением удельного объёма питательной воды. Мощность СКЭН снижа-
Рис. 1. Балансовая схема К-300-15,7/50 РУ БРЕСТ-ОД-300: сброс конденсата греющего пара ПП-2 в ПВД-6 Fig. 1. Heat balance diagram of K-300-15,7/50 reactor unit BREST-0D-300: reheater-2 drains to HPH-6
ется на 24 кВт при условии сохранении постоянства КПД. Таким образом при реализации схемы со смесителем ожидать увеличения мощности нетто и, соответственно, выработки электроэнергии, не приходится. При этом имеются негативные последствия в части снижения располагаемого ка-витационного запаса ПЭН-1 (табл. 2). Исходя из вышесказанного, для расчета был выбран более предпочтительный вариант тепловой схемы второго контура - со сливом КГП ПП-2 в ПВД-6.
Таблица 2
Параметры основного конденсата во всасывающем коллекторе ПЭН-1
Table 2
FWP-1 inlet collector main condensate parameters
Параметр Вариант схемы слива КГП ПП-2
Слив в смеситель Слив в ПВД-6
Температура ОК в ВК ПЭН-1, °С 200,2 198,1
Давление во ВК ПЭН-1, МПа ~ 2,15*
Давление насыщения, МПа 1,56 1,49
Располагаемый кавитационный запас ПЭН 1, МПа/м 0,59 0,66
69 77
* — возможно снижение давления до 40 кПа за счёт установки дополнительного смесителя в соответствующей схеме.
Выбор характеристики КЭН-2
Изначально было заложено в проектную документацию использование насосов КЭН-2 по схеме 2+1 — 2 в работе, один в резерве. Далее при детальном анализе прохождения режима отключения КЭН-2 без включения резервного насоса с целью недопущения отключения ПЭН-1 по давлению во всасывающем коллекторе было предложено использовать схему 3+1 КЭН 2. Напорная характеристика должна соответствовать следующим требованиям:
— Напор насоса в безрасходном режиме Но = 260 м;
— Напор насоса в номинальном режиме Нн = 240 м.
Заводами-изготовителями было предложено 2 варианта характеристики (прототип А и Б), представленные на рис. 2
Результаты расчета
Разработка модели энергоблока и расчеты велись в среде динамического моделирования ПО SimInTech с интегрированным кодом ТРР1, используемый для моделирования динамических процессов в сложных теплогидравлических сетях и оборудовании ТЭС и АЭС. SimInTech позволяет создавать комплексную модель за счет ее разбиения на пакет проектов, которые обмениваются между собой сигналами через базу данных.
Сценарий для данного режима следующий. По факту отключения одного КЭН-2 без АВР через 5 с (2 с задержка на запаздывание в цепи управления + 3 с на разворот) на блоке формируется режим БУСМ 2 — тепловая мощность реактора снижается со скоростью ~ 1%/с до 50% Qном с соответствующим снижением заданного расхода свинца через активную зону до 57,1% Gном. Мощность турбины снижается действием САРЗ, которая в режиме «РДС» поддерживает давление в ГПК ~ 16,5 МПа. Питательные насосы отключались по давлению за ЦВД, соответствующему мощности 50 % Qном, для снижения скорости изменения температуры свинца и, следовательно, активной зоны.
1 Программа «ТРР» для моделирования нестационарных и установившихся процессов в энергетическом оборудовании ТЭЦ: Отчет о НИР/ НПЦ «ПРИОРИТЕТ» инв. № НТО001/1997. Руководитель: не ук. - М.,1997.- 46 с.
~ ' - ' ---—
-2+1
----3+1 Прот. А ---3+1 Прот. Б 1 1 1
200 250 300 350 Подача, мЗ/ч
Рис. 2. Напорные характеристики насосов КЭН-2 Fig. 2. Pressure head characteristics of ECP-2
Согласно проведенным расчётам снижение располагаемого кавитационного запаса при отключении КЭН-2 со схемой 2+1 составило 0,13 МПа. При этом стоит отметить, что значение провала давления сильно зависит от исходного состояния блока перед отключением насоса, а именно от положения регулирующего клапана уровня КСБ и СППВ. Первоначально уставка защиты по отключению ПЭН-1 по кавитационному срыву была принята 0,1 МПа (12 м) с выдержкой по времени 5 секунд в связи с отсутствием технического проекта ПЭН 1. В дальнейшим при поступлении предложений от потенциальных поставщиков минимальный располагаемый кавитационный запас был принят в диапазоне от 13 м (0,11 МПа) до 30 м (0,26 МПа). Причём минимальное значение было для предложения с отдельным бустерным насосом (со своим двигателем), что неприемлемо для бездеаэраторной схемы, где роль бустерного насоса выполняет КЭН-2.
Параметры КПТ при прохождении режима FWCS parameters due to analyzed mode
Таблица 3 Table 3
Параметр Количество насосов
2 + 1 3 + 1 прототип А 3 + 1 прототип B
Температура ПВ во ВК ПЭН-1, °С 198,1
Провал давления во ВК ПЭН-1, МПа 1,64 1,81 1,97
Располагаемый кавитационный запас, МПа/м 0,13 0,30 0,46
15 35 55
Дополнительные операции Блокировка РК уровня СППВ Нет Нет
Параметры и переходный процесс в конденсатно-питательном тракте в зависимости от типа насоса КЭН-2 представлены в табл. 3 и на рис. 3, соответственно. На 10 с расчета после отключения насоса происходит снижение давление во всасывающем коллекторе ПЭН-1, что обусловлено взятием нагрузки рабочими насосами. Давлейший рост давления по схеме 3+1 КЭН-2 обуслов-
1 f.\ f V\
11 ÍI i 1 11 \ 4 4 t. 4 \
1 ! 1 ! 1 ) 1 1 1 —% r' — Л —\ __
1 /
4 f
/
— — - •vT ■__ 4
----
V
О 20 40 60 SO 100 120 140 160 ISO 200
Время, с
ВК ПЭН-l Ps (2+1) ВК ПЭН-l Ps (34-1) Грот. А ВК ПЭН-1_Р5 (34-1) Грот. В
Рис. 3. Давления во всасывающем коллекторе ПЭН-1 для различных характеристик КЭН 2 Fig. 3. Pressure in FWP-1 collector for different characteristics of ECP-2
- ВК ПЭН-1 (24-1)
--ВК ПЭН-1 (34-1) Грот. A
— ■ ■ -ВК ПЭН-1 (34-1) Грот. В
лен прикрытием клапана уровня СППВ из-за разгрузки энергоблока и отсутствием на нем блокировок по прохождению режима.
Заключение
Исходя из данных проведенного расчета, использование согласованной схемы КЭН-2 и ПЭН-1 значительно повышает надежность конденсатно-питательного тракта. Кроме того, для возможности прохождения режима по схеме 2+1 КЭН-2 приходится вводить дополнительные блокировки, в частности блокировку регулирующего клапана уровня СППВ, с целью недопущения перегрузки оставшегося в работе КЭН-2 и последующего его отключения.
При согласованном количестве насосов КЭН-2 и ПЭН-1 снижение располагаемого кавита-ционного запаса ПЭН-1 составляет 0,30 и 0,46 МПа для прототипа А и В, соответственно. Эти значения превышают значение уставки по отключению ПЭН-1 по кавитационному срыву, а также не требуют введения дополнительных блокировок, что обеспечивает надежную работу КПТ в режиме с отключением КЭН-2 без АВР.
Список использованных сокращений
ABWR — advanced boiling water reactor;
BWR — boiling water reactor;
CE — Combustion Engineering;
ESBWR — economic simplified boiling water reactor;
FWCS — feedwater-condensate system;
FWP — feedwater pump;
GE — General Electric;
HPH — high-pressure heater;
ECP — electric condensate pump;
NRC — nuclear regulation commission;
PWR — pressurized water reactor;
W — Westinghouse;
АВР — автоматический ввод резерва;
АЭС — атомная электрическая станция;
БУСМ — быстрое управляемое снижение мощности;
ГПК — главный паровой коллектор;
ГРЭС — государственная районная электрическая станция;
КГП — конденсат греющего пара;
КПТ — конденсатно-питательный тракт;
КСБ — конденсато-сепаратосброник ПНД-4 и сепаратора СПП;
КЭН — конденсатный электронасос;
ПВД — подогреватель высокого давления;
ПГ — парогенератор;
ПГТН — питательный насос с гидроприводом;
ПЭН — питательный электронасос;
РК — регулирующий клапан;
РУ — реакторная установка;
САОР — система аварийного охлаждения реактора;
САРЗ — система автоматического регулирования и защиты турбины;
СКЭН — насос закачки дренажа КСБ в конденсатный тракт;
СППВ — смешивающий подогреватель питательной воды высокого давления;
ТПН — турбопитательный насос;
ТЭС — тепловая электрическая станция;
ЦВД — цилиндр высокого давления.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
[1] Рачков В.И., Сорокин А.П., Жуков А.В. Теплогидравлические исследования жидкометалличе-ских теплоносителей в ядерных энергетических установках // Теплофизика высоких температур. 2018. Т. 56. №1. С. 121-136.
[2] Алексахин Р.М., Спирин Е.В., Соломатин В.М., Спиридонов С.И. Некоторые экологические аспекты сооружения опытно-демонстративного энергокомплекса в проекте «Прорыв» // Атомная энергия. 2016. Т. 120. № 6. С. 312-318.
[3] Лемехов В.В., Саркулов М.К. Пассивные элементы безопасности для реакторных установок со свинцовым теплоносителем // Энергетик. 2017. №1. С. 8-11.
[4] Семченков А.А., Чеков М.Е., Васильев С.В., Кузьминов Ю.В. Парогенератор РУ БРЕСТ-0Д-300: Расчетно-экспериментальное обоснование // Вопросы атомной науки и техники. Обеспечение безопасности АЭС. 2016. № 36. С. 33-37.
[5] Блохина А.Н., Лякишев С.Л., Зубченко А.С. Вертикальные парогенераторы отечественных и зарубежных реакторных установок с жидкометаллическим теплоносителем // Тяжелое машиностроение. 2016. № 7-8. С. 21-28.
[6] Валамин А.Е., Култышев А.Ю., Шибаев Т.Л., Гольдберг А.А., Степанов М.Ю. Деаэраторная и без-деаэраторная тепловые схемы паротурбинных установок с турбинами Т 250/300-23.5 // Теплоэнергетика. 2016. № 11. С. 27-30.
[7] Тарасов Е.В., Жинов А.А. Оптимизация бездеаэратоной тепловой схемы паротурбинной установки с теплообменными аппаратами смешивающего типа // Электронный журнал: наука, техника и образование. № 2 (12) 2017. С. 56-63.
[8] 14-Year Cleanup at Three Mile Island Concludes // NY Times, 1993, August 15.
[9] ESBWR design control document. Rev. 10. — Tier 2 Chapter 10 Steam and Power Conversion System — USA.: GE, 2011.
[10] Westinghouse AP1000 Design Control Document Rev. 19 — Tier 2 Chapter 10 — Steam and Power Conversion System — USA.: W, 2011.
[11] Palo Verde Nuclear Generating Station. Updated FSAR. Heat balance at guaranteed power. Revision 19. — USA.: Palo Verde Nuclear Generating Station, 2017.
[12] Surry 1 & 2 heat balance diagram 2451.6 MWt load. — USA.: Virginia Power Company, 1985.
[13] Авруцкий Г.Д. и др. Опыт эксплуатации бездеаэраторной тепловой схемы блока 330 МВт ст. № 3 Каширской ГРЭС // Электрические станции. № 6. 2012. С. 22—26.
[14] Туркин А.Д. и др. Исследование работы питательных насосов бездеаэраторной тепловой схемы турбоустановки К-300-240 ЛМЗ // Электрические станции. № 12. 1983.
[15] Ефимочкин Г.И. Бездеаэраторные схемы паротурбинных установок. — М.: Энергоатомиздат, 1989.
СВЕДЕНИЯ ОБ АВТОРАХ
ПОПОВ Алексей Валентинович — инженер 3-й категории, ОАО "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползу-нова", без степени. E-mail: alex-origami@yandex.ru
ФЕДОРОВИЧ Евгений Данилович — профессор, Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, д-р техн. наук. E-mail: efed1@yandex.ru
КУЛАКОВ Егор Николаевич — инженер 3-й категории, ОАО "Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова", без степени.
E-mail: KulakovEN@ckti.ru
ДЕНИСОВА Ирина Борисовна — студент, Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, без степени. E-mail: vol4atka67@list.ru
Дата поступления статьи в редакцию: 11.02.2021
REFERENCES
[1] V.I. Rachkov, A.P. Sorokin, A.V. Zhukov, Thermal hydraulic studies of liquid metal coolant in nuclear power facilities. High Temperature, 56 (1) (2018) 121—136.
[2] R.M. Aleksakhin, Ye.V. Spirin, V.M. Solomatin, S.I. Spiridonov, Environmental aspects of a pilot power complex in project breakthrough. Atomic Energy, 120 (6) (2016) 312—318.
[3] V.V. Lemekhov, M.K. Sarkulov, Passive safety components for lead-cooled reactor facilities // Energetik, 1 (2017) 8-11.
[4] A.A. Semchenkov, M.Ye. Chekov, S.V. Vasilyev, Yu.V. Kuzminov, Steam generator RF BREST-OD-300: Calculation and experimental justification, Voprosy atomnoy nauki i tekhniki. Obespecheniye bezopasnosti AES, 36 (2016) 33-37.
[5] A.N. Blokhina, S.L. Lyakishev, A.S. Zubchenko, Vertical steam generators of domestic and foreign reactor plants with liquid-metal coolant. Heavy engineering, 7-8 (2016) 21-28.
[6] A.Ye. Valamin, A.Yu. Kultyshev, T.L. Shibayev, A.A. Goldberg, M.Yu. Stepanov, Deaerator and deaerator-less thermal diagrams of steam turbine plants with T 250 / 300-23.5 turbines, Teploenergetika, 11 (2016) 27-30.
[7] Ye.V. Tarasov, A.A. Zhinov, Optimization of the thermal scheme of a steam turbine plant without the dearator with mixing-type heat exchanger. Electronic journal: science, technology and education, 2 (12) (2017) 56-63.
[8] 14-Year Cleanup at Three Mile Island Concludes, NY Times, August 15, 1993.
[9] ESBWR design control document. Rev. 10, Tier 2 Chapter 10 Steam and Power Conversion System, USA, GE, 2011.
[10] Westinghouse AP1000 Design Control Document Rev. 19, Tier 2 Chapter 10, Steam and Power Conversion System, USA, W, 2011.
[11] Palo Verde Nuclear Generating Station. Updated FSAR. Heat balance at guaranteed power. Revision 19, USA, Palo Verde Nuclear Generating Station, 2017.
[12] Surry 1 & 2 heat balance diagram 2451.6 MWt load, USA, Virginia Power Company, 1985.
[13] G.D. Avrutskiy and other, Operating experience of unit 3 of 330 MW absence of deaerator thermal scheme at kashira GRES, Electrical stations. 6 (2012) 22-26.
[14] A.D. Turkin and other, Issledovaniye raboty pitatelnykh nasosov bezdeaeratornoy teplovoy skhemy tur-boustanovki K-300-240 LMZ [Investigation of the operation of feed pumps of the deaerator-free thermal circuit of the K-300-240 LMZ turbine unit], Electrical stations. 12 (1983).
[15] G.I. Yefimochkin, Deaeratorless schemes of steam turbine plants, Moscow, Energoatomizdat, 1989.
THE AUTHORS
POPOV Aleksey V. — Joint-Stock Company "I.I. Polzunov Scientific and Development Association on Research and Design of Power Equipment". E-mail: alex-origami@yandex.ru
FEDOROVICH Evgeniy D. - Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University. E-mail: efed1@yandex.ru
KULAKOV Egor N. — Joint-Stock Company "I.I. Polzunov Scientific and Development Association on Research and Design of Power Equipment". E-mail: KulakovEN@ckti.ru
DENISOVA Irina B. — Peter the Great St. Petersburg Polytechnic University. E-mail: vol4atka67@list.ru
Received: 11.02.2021
© Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого, 2021
