Методические указания к практическим работам по дисциплине "Общая энергетика". Составитель Д. П. Андрианов Владимир 2014
 Скачать 3.48 Mb.
|
|
Оборудование ТЭС Оборудование на паротурбинных ТЭС разделяют на основное и вспомогательное. К основному оборудованию относят паровые котлы, турбины, конденсаторы, теплообменники, электрические генераторы. Вспомогательное оборудование включает систему технического водоснабжения, насосы, тягодутьевые установки, механизированные склады твердого топлива, системы пылеприготовления, золоулавливания и золоудаления, для подготовки добавочной воды и очистки конденсатора и др. Насосное оборудование. В тепловую систему ТЭС входят конденсаторные, сливные, питательные, бустерные и циркуляционные насосы. Через циркуляционные насосы КЭС (рис. 3.4) проходят большие потоки охлаждающей воды для создания кратности охлаждения в конденсаторе 40...60 кг/кг. Большой напор не требуется, так как сброс воды после конденсатора проходит по самотечным каналам. Пропеллерные вертикальные насосы, в которых регулирование производительности за счет поворота лопастей. На ТЭЦ потоки пара в конденсатор малы, количество охлаждающей воды незначительно и в качестве циркуляционных насосов применяют центробежные (радиальные) насосы. Конденсатные насосы 10 (рис. 3.4), 8 (рис. 3.5) обеспечивают напор для преодоления сопротивления тракта системы регенерации низкого давления и предназначены для подачи конденсата в основную линию. Сетевые насосы, перекачивающие воду к потребителю теплоты, выполняются, как правило, в виде двух групп 13 и 17 (рис. 3.4, рис. 3.5). Вторая группа насосов работает на обратной сетевой воде и имеет напор, необходимый для преодоления сопротивления сетевой установки. Напор сетевых насосов первой группы зависит от длины трубопроводов, рельефа местности. По абсолютной величине он значительно больше, чем у насосов второй группы. Все перечисленные насосы ГЭС имеют электропривод и, как правило, выполняются без регулирования частоты вращения. Наиболее сложны в исполнении и эксплуатации питательные насосы, предназначенные для подачи воды в котел. Значительное давление воды на выходе обеспечивается многоступенчатой конструкцией проточной части насоса, а большая производительность и компактность — выполнением насоса быстроходным. Кроме того, питательный насос должен быть регулируемым для обеспечения работы котла во всем диапазоне нагрузок. Приводом питательных насосов может быть электродвигатель или паровая турбина. Мощности современных энергетических блоков таковы, что на привод питательных насосов требуется тратить 9...30 МВт. На такие мощности нет электродвигателей и поэтому в качестве приводного агрегата применяются паровые турбины 22 (рис. 3.4). Вода поступает в питательный насос из деаэратора, где подогревается до температуры насыщения при его рабочем давлении. Перекачка такой воды может сопровождаться нежелательными явлениями: кавитацией и запариванием. Кавитация возникает при понижении давления на входе в насос, когда перекачиваемая вода оказывается перегретой. Это состояние нестабильно и при любом динамическом воздействии вода частично вскипает, образуя паровую и жидкую фазу. При последующем повышении давления паровые пузырьки конденсируются и в результате образуются ударные волны, которые являются причиной вибрации, шума, снижения КПД насоса. При длительной работе насоса в таком режиме рабочий орган может разрушиться. С 22 22 появлением в перекачиваемой жидкости полостей, заполненных паром, связано явление запаривания насоса, когда пузырьки пара объединяются в большой пузырь, который полностью или частично перекрывает живое сечение канала, и подача рабочей среды прекращается. Современные насосы для перекачивания нагретых жидкостей проектируются с учетом этих явлений и возникновение запаривания в нем маловероятно. Появление кавитации все же возможно из-за наличия в рабочем канале местных понижений давления за острыми кромками, при плохом обтекании, дефектах обработки деталей. Для предотвращения кавитационных явлений повышают давление питательной воды на входе в насос до значений, исключающих кавитацию. Раньше это достигалось установкой деаэраторов на отметках, более высоких по отношению к питательным насосам. Теперь таким путем обеспечить противокавитационный запас давления не удается, так как питательные насосы размещают на отметке 4...6 м по высоте, а расположение деаэраторов ограничивают отметками 14...20 м. В этих условиях создание противокавитационных запасов давления обеспечивается подкачивающим (бустерным) насосом, располагаемым между деаэратором и питательными насосами. Эти насосы имеют отдельный электропривод, либо привод от турбины питательного насоса через редуктор. В последнем случае бустерные насосы составляют неотъемлемую часть питательных насосов. Подогреватели. В тепловой схеме ТЭС используются регенеративные подогреватели высокого и низкого давлений и сетевые подогреватели 11, 12 (рис. 3.5). Подогреватели низкого давления (ПНД) чаще всего выполняются поверхностными. Они могут быть также горизонтальными. Обычно так выполняются сетевые подогреватели для отпуска большого количества теплоты, нуждающиеся в развитой поверхности нагрева. Подогреватели высокого давления (ПВД) пропускают через себя все количество питательной воды. Параметры греющей и нагреваемой сред различаются. ПВД с коллекторной системой (рис. 3.6, а). В корпусе расположена трубная система нагревателя, состоящая из четырех вертикальных стояков-коллекторов, между которыми расположены нагревательные спирали, и вертикальной центральной отводящей трубы. Внутри стояков установлены перегородки и дроссельные шайбы, обеспечивающие движение питательной воды (рис. 3.6, б). Греющий пар поступает в подогреватель по трубопроводу сверху и движется навстречу нагреваемой питательной воде. Паровое пространство подогревателя, занятое греющим паром, конструктивно разделено на три зоны: верхняя зона, куда поступает наиболее горячий пар (охладитель пара), средняя — собственно подогревателем, где происходит конденсация пара, и нижняя — охладитель конденсата. В охладителе пара питательная вода отбирает от поступающего пара теплоту перегрева. Для этого в паровом пространстве охладителя расположено множество перегородок, которые обеспечивают длительный контакт перегретого пара и питательной воды. Пройдя охладитель, пар поступает в собственно подогреватель, где происходит конденсация пара и передача теплоты конденсации питательной воде. Образующийся конденсат имеет температуру насыщения, которая значительно выше температуры поступающей питательной воды. Поэтому для более полного использования теплоты конденсата он направляется в охладитель конденсата. Охлажденный конденсат направляется либо в подогреватель с более низким давлением, либо в деаэратор. Регенеративные подогреватели обязательно снабжают указателями уровня конденсата греющего пара, системами сигнализации и защиты от превышения его уровня. Заполнение подогревателя водой может привести к ее попаданию в турбину, что неизбежно вызовет тяжелую аварию. Особенно опасно переполнение подогревателя высокого давления, которое может быть следствием разрыва трубок питательной воды. Водоснабжение. Основными потребителями воды на ТЭС являются конденсаторы 23 23 паровых турбин (для этой цели расходуется 92...96% общего количества воды), газоохладители электрических генераторов (2...4%), маслоохладители (1...2%), система охлаждения подшипников вращающихся механизмов (0,3...0,8%), гидротранспорт воды и шлака (0,1 ... 0,4%), водоподготовка (0,05 ... 0,8%). Применяются прямоточная, оборотная и смешанная система водоснабжения. Наиболее простой является прямоточная система водоснабжения. Она предполагает наличие в районе электростанции естественного источника воды (реки, озера, моря) с дебитом, в три-четыре раза превышающем потребность в охлаждающей воде. Вода поступает на электростанцию по водопроводам или специальному каналу, а затем циркуляционными насосами подается к конденсаторам турбин и другим потребителям. Сброс воды происходит под остаточным давлением теми же насосами ниже по течению (если водоисточником является река) или в удаленное от водозабора место (если озеро или море). Рис. 3.6. Регенеративный подогреватель (а) высокого давления и схема движения питательной воды (б): 1 — подвод греющего пара; 2 — корпус; 3 — коллекторы питательной воды; 4, 5— подвод и отвод питательной воды; 6 — отвод конденсата греющего пара. 7 — дроссельная шайба; I, II, III — первый, второй и третий ходы питательной воды. Рис. 3.7. Система оборотного водоснабжения с брызгальной установкой: 1 - водосборный бассейн; 2 - разбрызгивающие сопла; 3 - распределительный трубопровод; 4 — коллектор, 5 — подводящий канал; 6 — напорный трубопровод нагретой воды; 7 — циркуляционный насос; 8 — конденсатор турбины; 9 — трубопровод добавочной воды; 10 — насос добавочной воды 24 24 Оборотная. система водоснабжения использует один и тот же запас воды многократно. В нее входят охладитель воды, подводящие и сбросные водопроводы и циркуляционные насосы. В качестве охладителей используются водохранилища- охладители, брызгальные бассейны и градирни. Охлаждение воды в водохранилищах происходит за счет частичного ее испарения и конвективного теплообмена. Забор и сброс воды для нужд электростанции производится в удаленных друг от друга местах водоема. Достоинствами водохранилищ-охладителей являются малый расход воды на возмещение ее потерь, низкая температура воды зимой, хорошие условия водозабора. Недостатком таких схем являются большие площади, требующиеся для охлаждения воды (ориентировочно 8...10 м 2 на 1 кВт установленной мощности), необходимость сооружения плотины. Искусственный охладитель выполняется в виде брызгальных устройств (рис.3.7). Разбрызгивание воды в них происходит посредством сопл за счет напора насосов. На 1 кВт установленной мощности нужно 0,1...0,2 м 2 площади бассейна. Достоинством брызгальных бассейнов является простота конструкции и небольшая стоимость, а недостатками — меньший по сравнению с водохранилищами-охладителями эффект охлаждения, больший унос воды, что приводит к увлажнению, а в зимнее время — к обледенению местности в радиусе до 200 м. Часто в качестве охладителей в системе оборотного водоснабжения используют градирни (рис. 8), что позволяет повысить компактность сооружений электростанции. Бывают градирни с искусственной тягой от вентилятора. Охлажденная вода бассейна 4, расположенного в основании градирни поступает к циркуляционным насосам, которыми прокачивается через конденсаторы и возвращается в оросительное устройство. Основным достоинством градирен по сравнению с водохранилищами - охладителями является компактность при хорошем эффекте охлаждения. Удельная площадь градирен составляет 0,01 ... 0,02 м 2 /кВт. Рис. 3.8. Система оборотного водоснабжения с градирней: 1,5 — подвод и отвод охлаждающей воды; 2 — оросительное устройство, 3 — распределительный желоб; 4 — сбросной бассейн охлаждающей воды. Топливное хозяйство. Топливное хозяйство ТЭС служит для разгрузки, хранения, транспортировки и приготовления к сжиганию поступающего на электростанцию топлива. На современных электростанциях обслуживают топливное хозяйство до 20% всего персонала ТЭС. Структура топливного хозяйства и применяемое оборудование зависят от вида топлива. Наиболее сложным и дорогим является хозяйство для сжигания твердого топлива (рис. 3.9). Уголь на ТЭС обычно доставляется железнодорожным транспортом. Вагоны с топливом разгружаются в разгрузочном устройстве 1. Для обеспечения нагрузки топлива имеются размораживающие устройства, вагоноопрокидыватели, механические рыхлители, 25 25 вибраторы. Уголь попадает в приемные бункера, закрытые сверху решетками. Задержанные решеткой крупные куски измельчаются специальными устройствами. Из бункеров ленточными питателями уголь подается на конвейер 2, которым доставляется в узел пересыпки 3 и далее с помощью конвейера 14 — в дробильный корпус 12. После измельчения в молотковых или волновых дробилках угол поступает через конвейер 11 в узел пересыпки 10 главного корпуса электростанции, а оттуда перегружается на конвейеры бункерной галереи 9, с которых сбрасывается по бункерам мельниц котельных агрегатов. Рис. 3.9. Технологическая схема топливоподачи на электростанции большой мощности Из дробильного корпуса уголь, минуя мельницы, может также поступать через конвейер 8 на склад, где он грейферным краном-перегружателем 6 укладывается в штабеля 7. Емкость складов угля равна 30-суточному расходу его котлами электростанции. Если электростанция размещена на расстоянии до 100 км от места добычи угля, емкость склада уменьшается вдвое. Срок хранения бурых и каменных углей с выходом летучих веществ более 13% не превышает полугода, тощих углей — до 1 года, антрацита — до 2 лет. Со склада уголь по конвейерам 13 или 5 поступает в узел пересыпки 4 и далее в дробильное помещение 12. Газовоздушный тракт - совокупность газовоздухопроводов и теплообменных поверхностей нагрева, тягодутьевых машин и золоуловителей, дымовой трубы и внешних газоходов. Особенности: сложность конфигурации и большие сечения газовоздухопроводов, возможность возникновения аэродинамических пульсаций и шума при неудачном конструктивном выполнении. Простейшая принципиальная схема газовоздушного тракта ТЭС (рис. 3.10). Воздух к котлу 2 подается дутьевым вентилятором 3. После воздухоподогревателя 7 поток воздуха разделяется на две части: первичный — поступает в систему пылеприготовления 1 в качестве сушильного агента и через дроссель 9 для транспортировки топлива в топку, и вторичный — поступает через дроссель 8 к устройствам для сжигания топлива. Продукты сгорания топлива охлаждаются в воздухоподогревателе 7, очищаются от золы в золоуловителях 4 и дымососом 5 выбрасываются через дымовую трубу 6 в атмосферу. Удаление продуктов сгорания может в отдельных случаях производиться за счет естественной тяги дымовой трубы. 26 26 Рис. 3.10. Принципиальная схема газовоздушного тракта Сопротивление воздушного тракта складывается из сопротивления воздухопроводов, воздухоподогревателя и устройств для сжигания топлива. Сопротивление газового тракта включает в себя сопротивление всех его участков, начиная с верхней части топки и кончая дымовой трубой. Расчетная производительность дутьевого вентилятора (подача) определяется количеством воздуха, необходимого для горения, с учетом коэффициента избытка воздуха в топке, присосов воздуха и утечек в тракте. Расчетная производительность дымососа определяется количеством продуктов сгорания с учетом присосов воздуха. Выбор тягодутьевых машин производится с запасом 10% по производительности и 15...20% — по напору по отношению к значениям, определяемых при расчете котла. Трубопроводы и арматура. Трубопроводы электростанций служат для перемещения рабочего тела между отдельными агрегатами технологической схемы. Трубопроводы состоят из труб и средств соединения их между собой, фасонных частей, защитных устройств и встроенных элементов контрольно-измерительных приборов, опор, подвесок и опорных конструкций. Решение примеров. Задание. Дана технологическая схема ТЭС, работающая на газе (Рис. 3.11). Привести название и назначение оборудования, выделенного на схеме позициями 1-34. Контрольные вопросы: 1. Как классифицируются тепловые электрические станции? Расскажите технологическую схему производства электроэнергии и теплоты на тепловой электрической станции. 2. Каковы вид и значение графиков электрических и тепловых нагрузок ТЭС? 3. Какими показателями оценивается экономичность КЭС и ТЭЦ? 4. Расскажите о принципиальных тепловых схемах КЭС и ТЭЦ. Как покрываются пиковые нагрузки при отпуске теплоты от ТЭЦ? 5. Что включает в себя вспомогательное оборудование ТЭС? Его назначение и особенности работы. 6. Какие подогревательные установки используются в тепловой схеме ТЭС? Их назначение и устройство. 7. Дайте характеристику используемым на ТЭС схемам их технического водоснабжения, каково назначение и особенности топливного хозяйства ТЭС? 8. Каково влияние ТЭС на окружающую среду? 27 27 Рис. 3.11 Технологическая схема ТЭС, работающая на газе 28 28 Практическое занятие № 4 4. Атомные электрические станции Цель работы: Ознакомиться с принципом работы атомных электрических станций. План проведения занятия: 1. Рассмотрение теоретических сведений. 2. Ответы на контрольные вопросы. Краткие теоретические сведения: АЭС — это по существу тепловые электростанции, которые используют тепловую энергию ядерных реакций. В настоящее время наибольшее распространение получили двухконтурные АЭС с водяным теплоносителем и одноконтурные с реактором кипящего типа. Первая отечественная АЭС была построена и пущена в эксплуатацию в июне 1954 г. Параметры установки были низкими, тепловая схема сильно упрощена, а электрическая мощность составляла всего 5000 кВт. Электростанция была спроектирована для работы по двухконтурной схеме. Опыт ее эксплуатации показал надежность двухконтурных АЭС и отсутствие вредного влияния на окружающую среду и здоровье обслуживающего персонала. В последующие годы были созданы серии крупных энергетических блоков электрической мощностью 210, 365 и 440 МВт (Нововоронежская АЭС), эксплуатируемых сейчас на ряде отечественных электростанций. Одновременно были разработаны и построены блоки одноконтурных конденсационных АЭС большой мощности. Атомные электростанции могут быть конденсационными (АКЭС) и теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). В последние годы в некоторых странах большое внимание уделяется использованию теплоты комбинированных атомных установок для опреснения морских и солончаковых вод. Один из основных элементов АЭС - реактор. В основном используют ядерные реакции расщепления урана U-235 под действием тепловых нейтронов. Для их осуществления в реакторе, кроме топлива (U-235), должен быть замедлитель нейтронов и теплоноситель, отводящий тепло из реактора. реактор замедлитель теплоноситель ВВЭР (водо-водяной энергетический) вода под давл. вода под давл. РБМК (реактор большой мощности канальный) графит вода На АЭС широко применяется насыщенный пар (перегрев пара непосредственно в ядерном реакторе весьма усложняет конструкцию реактора и схему установки, требует дополнительных капитальных затрат). На АЭС стоимость топлива (ядерного горючего), отнесенная к единице выработанной энергии, значительно ниже, чем на электростанциях обычного типа. Поэтому здесь производство электроэнергии на установках меньшей стоимости даже при более низких значениях КПД экономически оправдано. Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной. На одноконтурной АЭС (рис. 4.1а) пар образуется в активной зоне реактора и оттуда направляется в турбину. В некоторых случаях до поступления в турбину пар подвергается перегреву в перегревательных каналах реактора. Одноконтурная схема наиболее проста. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен, поэтому большая часть оборудования АЭС должна иметь защиту от излучений. В процессе работы электростанции в паропроводах, турбине и других элементах оборудования могут скапливаться выносимые из реактора с паром твердые вещества (содержащиеся в воде примеси, продукты коррозии), обладающие наведенной активностью, что затрудняет 29 29 контроль за оборудованием и его ремонт. По двухконтурной и трехконтурной схемам (рис. 4.1 б и в) из реактора теплота отводится теплоносителем, который затем передает теплоту рабочей среде непосредственно или через теплоноситель промежуточного контура. На АЭС, двухконтурной или трехконтурной схем рабочая среда и теплоноситель второго контура в нормальных условиях нерадиоактивны, поэтому эксплуатация электростанций существенно облегчается. Кроме того, продукты коррозии паропроводов, конденсаторов и турбинного тракта не попадают в реактор. Однако капитальные затраты в этом случае значительно выше, особенно при трехконтурной схеме. Такие схемы следует применять, когда вероятность контакта активного теплоносителя с водой должна быть полностью исключена (при использовании в качестве теплоносителя жидкого натрия, так как его контакт с водой может привести к крупной аварии). В трактах АЭС, работающих по двухконтурной схеме, даже при небольших нарушениях плотности возможен контакт активного натрия с водой. При трехконтурной схеме контакт активного натрия с водой исключен. Во всех приведенных на рис. 1 схемах конденсат после конденсатора турбины проходит систему регенеративного подогрева, которая не отличается от применяемой на обычных электростанциях. Рис. 4.1. Одноконтурная (а), двухконтурная (б) и трехконтурная (в) схемы АЭС: 1 — реактор, 2 — промежуточный теплообменник, 3 — парогенератор, 4 — турбогенератор; 5 — конденсатор; 6 — конденсатный насос; 7— пар от отбора, 8 — пар на регенеративный подогреватель; 9, 13 — регенеративные подогреватели низкого и высокого давления; 10 — деаэратор; 11 — пар на деаэратор; 12 — питательный насос 30 30 Рис. 4.2 Технологическая схема первого контура АЭС: 1 — контейнер, 2 — бассейн; 3 — перегрузочный кран, 4 — реактор, 5 — мостовой кран реакторного зала, 6 — главная задвижка, 7 — главный циркуляционный насос, 8 — парогенератор, 9 — трубопроводы питательной воды, 10 — трубопроводы вторичного пара Технологическая схема первого контура двухконтурной АЭС показана на рис. 4.2. Ядерное топливо, находящееся в тепловыделяющих элементах (твэлах) определенной формы, доставляется в контейнерах 1 на электростанцию и с помощью перегрузочного крана 3 загружается в активную зону реактора 4. Кассеты с отработавшими твэлами помещаются в бассейн 2, где выдерживаются в течение определенного времени. Когда радиоактивность горючего и материала кассет уменьшается до нормативных значений, кассеты в контейнерах вывозят на перерабатывающие заводы. Теплота, выделяющаяся в реакторе и воспринятая теплоносителем, передается рабочей среде в парогенераторе (ПГ) 8. При трехконтурной схеме между теплоносителем первого контура и рабочей средой имеется еще промежуточный контур (рис. 4.1 в). Пар, образовавшийся в ПГ (при двухконтурных и трехконтурных схемах) или в реакторе (при одноконтурной схеме), направляется по паропроводу к турбине. На схеме первого контура двухконтурной АЭС (рис. 4.2) пар направляется к турбине по трубопроводу 10, питательная вода подается в ПГ по линии 9. При работе на насыщенном паре (рис.1, а и б) в проточной части турбины пар быстро увлажняется. Чтобы избежать увеличения интенсивности эрозийного износа элементов проточной части, поток пара перед поступлением в цилиндр низкого давления (ЦНД) турбины пропускается через сепаратор, в котором его влажность понижается до значений, не превышающих 0,5%. На крупных современных блоках после сепаратора пар перегревается до температуры t пп , близкой к начальной температуре t 0 (при некоторых схемах организации промежуточного перегрева t пп ≈ t 0 ). Схемы АЭС в тепловой части могут выполняться в различных вариантах. На рис. 4.3 в качестве примера представлена двухконтурная схема АЭС для электростанций с реакторами ВВЭР. Эта схема близка к схеме КЭС, однако вместо парогенератора на органическом топливе здесь используется ядерная установка. АЭС, так же как и КЭС, строятся по блочному принципу. Ядерное топливо, запасы которого достаточно велики, обладает очень высокой 31 31 теплотворной способностью (1 кг U-235 заменяет 2900 т угля), поэтому АЭС особенно эффективны в районах, бедных топливными ресурсами (европейская часть России). Тип реактора Мощность реактора, МВт Турбоагрегаты, МВт ВВЭР 440 2*220 ВВЭР 1000 2*500 РБМК 1500 2*750 РБМК 1000 1*1000 Перспективными являются АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (БН), которые могут использоваться для получения тепла, электроэнергии и для воспроизводства ядерного горючего. Технологическая схема энергоблока такой АЭС представлена на рис. 4. Реактор типа БН имеет активную зону, где происходит ядерная реакция с выделением потока быстрых нейтронов. Эти нейтроны воздействуют на элементы из U-238 (обычно в ядерных реакциях не используется) и превращают его в плутоний Рu-239 (может быть впоследствии использован на АЭС в качестве ядерного горючего). Тепло ядерной реакции отводится жидким натрием и используется для выработки электроэнергии. Рис. 4.3. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа ВВЭР: 1 — реактор; 2 — парогенератор; 3 — турбина; 4 — генератор; 5 — трансформатор; 6 — конденсатор турбины; 7 — конденсатный (питательный) насос; 8 — главный циркуляционный насос. Схема АЭС с реактором БН трехконтурная, в двух из них используется жидкий натрий (в контуре реактора и промежуточном). Чтобы избежать при авариях контакта радиоактивного натрия первого контура с водой или водяным паром, выполняют второй (промежуточный) контур с теплоносителем нерадиоактивным натрием. Рабочим телом третьего контура является вода и водяной пар. В настоящее время в эксплуатации находится ряд энергоблоков типа БН, из них наиболее крупный БН-600. АЭС не имеют выбросов дымовых газов и не имеют отходов в виде золы и шлаков. Однако удельные тепловыделения в охлаждающую воду у АЭС больше, чем у ТЭС, вследствие большего удельного расхода пара и больших удельных расходов охлаждающей воды. Поэтому на большинстве новых АЭС предусматривается установка градирен, в которых теплота от охлаждающей воды отводится в атмосферу. Важной особенностью возможного воздействия АЭС на окружающую среду является необходимость захоронения радиоактивных отходов в специальных могильниках, которые исключают возможность воздействия радиации на людей. Чтобы избежать влияния возможных радиоактивных выбросов АЭС на людей при авариях, применены специальные меры по повышению надежности оборудования (дублирование 32 32 систем безопасности и др.), а вокруг станции создается санитарно-защитная зона. Рис. 4.4. Принципиальная технологическая схема АЭС с реактором типа БН: а - принцип выполнения активной зоны реактора; б — технологическая схема: 1-7 — аналогичны указанным на рис.1; 8 — теплообменник натриевых контуров; 9 - насос нерадиоактивного натрия, 10 — насос радиоактивного натрия |