- Основные структуры схемы организации работ по вводу блока в эксплуатацию (5).
- Функции группы руководства пуском (3). Документация, в соответствии с которой ведутся работы на этапах ПНР (7). Приемка энергоблока в эксплуатацию.
- Динамика изменения расхода теплоносителя 1 контура при отключении ГЦН. Смотри только на графики
- Из рисунка видно, что в течение 30 с циркуляция теплоносителя еще достаточна — расход по контуру ВВЭР уменьшается в 2,7 раза, после чего начинается переход на естественную циркуляцию.
- Этапы пусконаладочных работ (10).
- Сборка внутрикорпусных устройств на этапе «горячей обкатки» (15). Сборка внутрикорпусных устройств на этапе «физического пуска» (12).
- Физический пуск реактора.
- Водные промывки и химическая очистка оборудования (17).
- Подкритическое состояние реактора (13).
- Условия пуска реактора (19).
- Заполнение ГЦК и гидроиспытания на 35 кг/см
- Испытания ГЦК на плотность и прочность и разогрев до режима «горячий останов». Вывод реактора на МКУ.
- Вывод реакторной установки на номинальный уровень мощности (22).
- Работа реакторной установки на мощности.(21)
- Работа с неполным числом циркуляционных петель.(24)
- Работа с одним ТПН (26).
- Технология обращения со свежим ядерным топливом (27).
- Система обращения с топливом
- Загрузка ядерного топлива в реактор
ответы на экзамен ТЕОРИЯ. Программа ввода блока в эксплуатацию (1)
 Скачать 320.26 Kb.
|
Пуск ЭБ осуществляется в соответствии с «Программой ввода блока в эксплуатацию». Программа является руководящим документом по планированию и осуществлению ввода блока АЭС в эксплуатацию безопасным и эффективным способом в соответствии с требованиями проектной документации и НТД. Программа ввода блока в эксплуатацию определяет:
Подготовка блока к вводу в эксплуатацию включает в себя:
Организационное обеспечение включает в себя:
Техническое обеспечение включает в себя:
Материальное обеспечение включает в себя:
В период ввода в эксплуатацию в оборудовании и системах выполняются:
Для осуществления эффективного и безопасного ввода блока в эксплуатацию создана организационная структура, обеспечивающая руководство работами, приемку выполненных работ, надзор за ходом ввода в эксплуатацию.Основными элементами структуры являются: государственная приемочная комиссия (ГПК), группа руководства пуском (ГРП), рабочая комиссия (РК), и генподрядчик.Общая организация работ по подготовке и вводу в эксплуатацию возлагается на структурные подразделения эксплуатирующей организации.  Руководство работ по организационному, техническому и материальному обеспечению возлагается на администрацию АЭС. Администрация АЭС может передать часть (например, координацию строительно-монтажных работ) или всю работу по подготовке и вводу в эксплуатацию специализированной организации «АтомТехЭнегро» при сохранении общей ответственности за подготовку и ввод в эксплуатацию. Для осуществления непосредственно научно-технического руководства работами создается ГРП. ГРП назначается эксплуатирующей организацией до начала работ на этапе «предпусковые наладочные работы» по представлению организаций, осуществляющих научно-техническое руководство и авторский надзор. В состав ГРП входят:
ГРП осуществляет:
Приемку ЭБ в эксплуатацию осуществляет ГПК, назначается не позже, чем за 6 мес. до начала этапа физ. пуска. В состав ГПК входят:
Смотри только на графики 1 – Gпт1*; 2 – Gпт2*; 3 – Gпт3*; 4 – Gпт4*; 5 – Gp* Рис. 1. Изменение расходов теплоносителя в петлях и через реактор в переходном процессе, обусловленном отключением ГЦН №1 из четырех работающих Отметим, что выше без индекса «*» обозначены расходы теплоносителя, вычисляемые в петлях с работающими ГЦН по формулам (4), (1), с неработающими ГЦН по формуле (8) или формуле (9), а расход через реактор (см. значение Gр(0) в формуле (13)) по формуле (10). Индекс «*» относится к результатам вычислений изменений расходов теплоносителя в петлях первого контура с отключаемыми ГЦН и через реактор по предлагаемым новым формулам.  На рис. 1-3 показаны зависимости от времени расходов теплоносителя соответственно:  1 – Gпт1; 2 – Gпт2*; 3 – Gпт3*; 4 – Gпт4*; 5 – Gp* Рис. 3. Изменение расходов теплоносителя в петлях и через реактор в переходном процессе, обусловленном отключением ГЦН №3 из трех работающих через реактор, вычисленной по формуле (13), в петлях № 2,3,4 с работающими ГЦН, вычисленных по «традиционным» формулам (4), (1), и в петле № 1 с отключенным ГЦН, вычисленной по формуле (14) – режим отключения одного из четырех работающих ГЦН при освоении номинального уровня мощности блока № 3 Калининской АЭС (рис. 1); 1 – Gпт1*; 2 – Gпт2*; 3 – Gпт3*; 4 – Gпт4*; 5 – Gp* Рис. 2. Изменение расходов теплоносителя в петлях и через реактор в переходном процессе, обусловленном одновременным отключением двух ГЦН №3, 4 из четырех работающих через реактор, вычисленной по формуле (13), в петлях № 1,2 с работающими ГЦН, вычисленных по «традиционным» формулам (4), (1), и в петлях № 3,4 с отключенными ГЦН, вычисленных по формуле (15) – режим одновременного отключения двух (смежных) ГЦН при освоении номинального уровня мощности блока № 3 Калининской АЭС (рис. 2); 
На рис. 1-3 пунктирными линиями показаны зависимости от времени расходов теплоносителя через реактор и в петлях с отключаемыми ГЦН, вычисленные с использованием «традиционных» формул (10) и (8) для времени после установления стационарного обратного потока теплоносителя в петлях с отключенными ГЦН (т.е. для времени после выбега отключенных ГЦН). Видно, что результаты вычисления по предлагаемым формулам (13) – (17) практически совпадают с результатами расчетов по «традиционным» формулам (1), (4), (8), (10) для времени после выбега отключаемых ГЦН. Отметим, что на блоке № 3 Калининской АЭС по результатам испытаний в процессе освоения номинального уровня мощности блока, останов и изменение направления потока теплоносителя происходили: в петле с отключенным одним из четырех работающих ГЦН на 27-ой секунде (рис. 1), в петлях с двумя одновременно отключенными (смежными) из четырех работающих ГЦН на 40-ой секунде (рис. 2) и в петле с отключенным одним из трех работающих ГЦН на 48-ой секунде (рис. 3) после момента времени отключения указанных ГЦН. Для продолжения циркуляции при временном обесточивании ГЦН с механическим уплотнением вала снабжают маховиком на валу электродвигателя насоса. При прекращении электропитания это обеспечивает продолжительность работы насоса до полного останова более одной минуты. На рис. 7.9 показано изменение подачи таких насосов  Рис. 7.9. Расход теплоносителя через ГЦН — 195 в зависимости от времени с момента прекращения электропитания с момента прекращения электропитания. Из рисунка видно, что в течение 30 с циркуляция теплоносителя еще достаточна — расход по контуру ВВЭР уменьшается в 2,7 раза, после чего начинается переход на естественную циркуляцию.
I. 1. Подача напряжения 6 и 0,4 кВ на собств. нужды 2. Наладка и ввод хим. водоочистки в работу 3. Наладка пневмоприводной арматуры 4. Промывка, гидроиспытания, опробование технологических систем блока 5. Обкатка электродвигателей ГЦН, подпиточных агрегатов, насосов систем безопасности. 6.Наладка и испытание перегрузочной машины 7. Подготовка ВКУ, имитаторов кассет блока к сборке 8. Очистка и сдача на чистоту внутренней поверхности трубопроводов 9.Наладка и опробование дизель-генераторных станций 10. Наладка КИП, блокировок, защит II. 1. испытание системы подпитки-продувки на хол. воде 2. Наладка и испытание ГЦН на холодной воде 3. Снятие тепло-гидравлич. характеристик 1го контура. 4.Гидравлические испытания ПГ. 5. Проверка герметичности «хуй пойми какой, подчерк не разобрать» арматуры 6. Испытание САОЗ 7.Испытание системы аварийной питательной воды ПГ 8. испытание и наладка ГЦН на хол. и гор. воде III. 1. Ревизия корпуса реактора 2. Ревизия оборудования 1го и 2го контура 3. Испытание системы расхолаживания бассейна выдержки и перегрузки 4. испытание транспортно-технологич. оборудования под водой 5. Устранение замечаний по результатам «хуй пойми чего, подчерк не разобрать» ЯППУ
Физический пуск реактора. Первый пуск реактора связан с обширными испытаниями и измерениями, имеющими целью определение всех необходимых его характеристик. Так как нейтронно-физические характеристики, получаемые расчетным путем в процессе проектирования, не являются достаточно надежными и требуют экспериментального уточнения, то в процессе физического пуска производится широкий круг физических измерений, направленных на определение и уточнение различных физических параметров реактора. Программа первого пуска разрабатывается с учетом особенностей ядерного реактора и энергетической установки. Обычно программа предусматривает определение физических характеристик реактора (критическое состояние, запас реактивности, распределение нейтронного потока, температурные эффекты и т.д.), градуировку управляющих органов, определение теплотехнических характеристик реактора, измерения эффективности биологической защиты и т.д. Одной из важнейших задач физического пуска является определение критической загрузки реактора, т.е. того минимального числа рабочих каналов, при котором в активной зоне, заполненной замедлителем, начинается самоподдерживающаяся цепная реакция деления. Программа физ. пуска: 1) загрузка Р. ЯД топливом до критического состояния до полного рабочего комплекта 2) вывод Р. в критическое состояние 3) экспериментальное определение нейтронно-физических и теплотехнических характеристик “Физическому пуску” реактора предшествует этап горячей обкатки. Основной целью на этом этапе является снятие тепловых, гидравлических и динамических характеристик оборудования 1контура, комплексная проверка готовности АЭС к физическому пуску ЯР. Горячая обкатка выполняется со штатными внутрикорпусными устройствами и с имитационной активной зоной. На этапе “физического пуска” производится загрузка топлива в активную зону в соответствии с рабочей программой. Загрузка кассет осуществляется с помощью перегрузочной машины МП-1000 персоналом ЦЦР под наблюдением контролирующего физика. Последним этапом подготовки к пуску ЯР должно быть определение расчётным путём “критической КБК” в т/н 1контура с учётом текущей и ожидаемой t т/н в момент пуска.
Чтобы избежать попадания в теплоноситель послемонтажных загрязнений, а так же чтобы убедиться в высоком качестве монтажных работ, перед началом эксплуатации АЭС производят подготовку и очистку контуров. На первом этапе проводятся гидравлические испытания контура, которые заключаются в проверке герметичности контура, заполненного водным теплоносителем, при повышенном давлении. Для гидравлической проверки герметичности контура и прочностных испытаний проводится его циркуляционная промывка, которая наряду с очисткой и отмывкой контура от послемонтажных загрязнений обеспечивает создание на внутренних поверхностях контура защитной окисной пленки. Циркуляционную промывку производят последовательно холодным (до 100°С) и горячим (до 260 °С) теплоносителем. Во время промывки обеспечивается предварительное снятие гидравлических характеристик реактора. На холостом ходу в турбину подается насыщенный пар, в который впрыскивается 7—10%-ный раствор МаОН. Загрязненный щелочью пар отводится в конденсор или в продувку. После окончания щелочной промывки производится последующая промывка гурбины увлажненным паром или конденсатом. Для удаления окислов железа и меди с поверхности турбинных лопаток может быть успешно применена промывка проточной части смесью растворов карбоната аммония, гидразина, серной и лимонной кислот, а также раствором комп-лексонов. В тех случаях, когда водные и химические промывки турбин не дают должного эффекта, приходится прибегать к механическим способам очистки роторов, диафрагм и лопаток путем соскабливания прочных отложений либо обдувкой их песком и летучей золой.
Это состояние реактора, когда ядерная реакция заглушена, а идет лишь остаточное тепловыделение, характеризующееся значением эффективного коэффициента размножения нейтронов, меньшим единицы. параметр, используемый для определения состояния реактора, равный: ro=(Kэфф-1)/Kэфф где,Kэфф — эффективный коэффициент размножения. Это мера возможного отклонения от условий критичности. Надкритическому состоянию реактора соответствует ro>0 и подкритическому — 0 Если k <� 1, то состояние делящегося вещества считается подкритическим, а цепная реакция быстро затухает. В случае, если в начале процесса свободных нейтронов не было, цепная реакция не может возникнуть вообще. После окончания загрузки кассет с топливом в реактор источниками нейтронов в АЗ являются:
Таким образом, устанавливается начальный поток нейтронов в подкритическом реакторе. Начальная плотность потока находится по формуле  коэффициент размножения в подкритическом реакторе.Он показывает во сколько раз увеличится число генерируемых нейтронов по сравнению с первоначальной мощностью источника, если его поместить в подкритическую среду. Время установившегося состояние находится по формуле  среднее время жизни одного поколения нейтронов.Борная кислота используется для обеспечения глубокой подкритичности реактора в холодном состоянии и при перегрузке топлива. Останов реактора и перевод его в подкритическое состояние производят увеличением концентрации борной кислоты и погружением в него поглощающих стержней СУЗ. В случае нормального останова, например, для проведения планового ремонта и перегрузки топлива в конце кампании реактора, процесс осуществляется плавно с определённой скоростью. В случае срабатывания предупредительной или аварийной защиты — очень быстро, в течение максимум 4 секунд для аварийной защиты. При этом важной проблемой является остаточное тепловыделение, которое в первые минуты составляет до 6,5 % от номинальной мощности, но быстро уменьшается — на 75 % в первые сутки после останова. Для отвода остаточных энерговыделений после снижения давления в первом контуре и отключения главных циркуляционных насосов используется система аварийно-планового расхолаживания. При срабатывании аварийной защиты отключается питание электромагнитов приводов СУЗ, и все поглощающие стержни под собственным весом падают в активную зону, переводя реактор в подкритическое состояние максимум за время около 10 секунд. 
 , работают температурные эффекты, установка стабильна.
Последним этапом подготовки к пуску реактора должно быть определение расчетным путем критической концентрации борной кислоты в теплоносителе 1го контура с учетом текущей и ожидаемой температур в момент пуска. Под термином стояночная концентрация подразумевают такую концентрацию кислоты в теплоносителе, когда реактор будет оставаться в подкритике при полностью извлеченных стержнях СУЗ, те все группы подняты до срабатывания верхних концевиков. Стояночная концентрация – 16г/кг, реактор находится в глубоко подкритическом состоянии. Одной из важнейших задач физического пуска является определение критической загрузки реактора, т.е. того минимального числа рабочих каналов, при котором в активной зоне, заполненной замедлителем, начинается самоподдерживающаяся цепная реакция деления (все СУЗ подняты до концевиков, 10 группа на 50-60%). Многообразие возможных исходных состояний можно разделить на 3 случая
В первом случае подъем в критику произойдет при промежуточном положении одной из групп кассет СУЗ, и оператор должен рассчитать новое критическое положение группы СУЗ для текущей концентрации борной кислоты. Во втором случае необходимо помнить, что существует погрешность, которая по требованию ЯБ должна учитываться как величина, уменьшающая подкритичность ЯР. Те расчет ведется так же, как и в первом случае: рассчитывается некоторое промежуточное критическое положение 10 ОР СУЗ. При пуске реактора первый контур разогревают до 260—280 °C главными циркуляционными насосами, а также остаточным тепловыделением топлива и электронагревателями компенсатора давления. Затем поочерёдно поднимают все группы СУЗ в регламентное положение и с помощью водообмена снижают концентрацию борной кислоты в контуре. Так как в реакторе всегда (кроме первого пуска) имеется топливо, уже вступавшее в реакцию и являющееся мощным источником нейтронов из-за накопленных осколков деления, цепная реакция разовьётся самостоятельно при уменьшении подкритичности до нуля. По мере приближения реактора к критическому состоянию нейтронная мощность нарастает быстрее при постоянной скорости увеличения реактивности. В случае уменьшения периода разгона до опасных величин произойдёт срабатывание предупредительной или аварийной защиты, поэтому высвобождение реактивности производят уменьшающимися по мере приближения к критическому состоянию сериями одинаковых порций с выдержкой времени между каждой из них. Когда при очередном высвобождении реактивности подкритическая мощность возрастает в два раза, следующее такое же высвобождение переведёт реактор в критическое состояние. Действия персонала при этом основаны на предварительных расчётах пусковой концентрации борной кислоты и отталкиваются от показаний датчиков нейтронной мощности и периода, а также специальных приборов, реактиметров, алгоритм расчёта реактивности в которых основан на формуле обращённого решения уравнений кинетики. Для аварийных режимов, режимов пуска и расхолаживания предусмотрены вспомогательные питательные электронасосы. С точки зрения особенностей управления все возможные состояния ядерного реактора можно разделить на три
Пуском реактора называется приведение его в критическое состояние и последующее увеличение мощности до заданного уровня. Различают первый, или физический, и эксплуатационные пуски реактора. Физический пуск реактора. Первый пуск реактора связан с обширными испытаниями и измерениями, имеющими целью определение всех необходимых его характеристик. Так как нейтронно-физические характеристики, получаемые расчетным путем в процессе проектирования, не являются достаточно надежными и требуют экспериментального уточнения, то в процессе физического пуска производится широкий круг физических измерений, направленных на определение и уточнение различных физических параметров реактора. Программа первого пуска разрабатывается с учетом особенностей ядерного реактора и энергетической установки. Обычно программа предусматривает определение физических характеристик реактора (критическое состояние, запас реактивности, распределение нейтронного потока, температурные эффекты и т.д.), градуировку управляющих органов, определение теплотехнических характеристик реактора, измерения эффективности биологической защиты и т.д. В процессе пуска необходимо контролировать: 1) нейтр. поток в а.з. (N) 2) скорость наростания нейтр. Протока (Т Я.Р.) 3) параметры теплоносителя, температура, давление 4) изменение активности теплоносителя 5) положение органов СУЗ ВВЭР, концентрация борной кислоты Пуск Р. может производиться: 1) Пуск Р. на свежем топливе 2) Пуск после перегрузки топлива 3) пуск после останова э/б без перегрузки Программа физ. пуска: 1) загрузка Р. ЯД топливом до крит. сост. До полного раб. комплекта 2) вывод Р. в критическое состояние 3) экспериментальное определение нейтронно-физических и теплотехнических характеристик -------------------------------------- Этапы пуска э/б ВВЭР 1. Подготовка РУ и к пуску 2. Холодный пуск Р., проведение экспериментов 3. Горячий пуск (разогрев теплоносителя 1к с помощью эл нагревателей КД и ГЦН) 4. гидравлические испытания на плотность оборудования 5. Энергетический пуск ЯР 6. подготовка основного, вспомогательного оборудования ПТУ 7. прогрев паропроводов до турбины 8. пуск ТА выход на хх 9. Контроль и испытания ТА 10. Вкл. Генератора в сеть 11. Ступенчатый набор нагр.
Для дозаполнения гцк используется дистилят. Причем разнос температур дистилята и корпуса не должна превышать 30 градусов. Эти ограничения введены из-за опасности охрупчивания корпуса принизкиз температурах. Выполнение данного требования достигается путем подогрева подаваемой на заполнение среды в деаэраторе системы тк. Перед началом заполнения нужно прверить закрытие дренажей на об-и и тр-дов гцк и смежных систем. а так же отключение смежных систем. Для удаления воздуха из об-я нужно открыть воздушники. Воздушники заведены в систему TY. Качество воды используемое для звполнения гцк должно соответствовать норме. Для начала заполнения нужно ввести в работу подпиточный агрегат системы ТК, с напоро которого подать запирающую воду на уплотнение гцн и на заполнение гцк по трубопроводам подпитки. При заполнеии р-ра расход подпитки не должен превышать 40 м3/ч, а при заполнении до уровня воздушника необходимо произвести выдержку в течении 15-20 мин и продолжить заполнение со скоростью 20 м3/ч. Такой порядок заполнения позволит обеспечить более полное удаление воздуха из под крышки ЯР. По мере заполнения об-я и тр-дов после появления сплошной струи из воздушников в течении 10 мин , арматуру воздушников закрывают. Давление 1к увеличиваюи до 5 кг/см2 и производят осмотр об-я и тр-дов гцк на плотность. В случае выявления замечаний их устроняют предварительно снизив давление. Параллельно с дозаполнением гцк производится заполнение пг да максимального уровня при помощи системы аварийного питательной воды или систем 2к. Перед повышением давления до 35кг/см2 надо отключить систему планового расхолаживания от 1 контура тк рабочее давление коллектора планового расх состовляет 22 кг/см2. Подъем давления до 15-20 можно производить путем подачи азота в КД. Дальнейший подъем давния производится за счет сжатия азотной подушки системой ТК. Подъем давления выше 35 кг/см2 не допускается без предварительного разогреваоб-я гцк до темп гидроиспытаний. При давлении 35 кг/см2 производится осмотр об-я и тр-дов гцк на плотность , выявленые замечания устраняются после снижения давления На этапе гидроиспытаний так же роводятся ряд испытаний и экспкрементов для определения и подтверждения проектных хорактеристик.
Начинается с подъема ОР СУЗ в рабочее положение. Группа органов регулирования с 1 по 9 поднимаются в крайнее верхнее положение, а 10 приблизительно на 50% (если в альбоме НФХ топливной загрузки не указано др. положение) В процессе подъема необходимо соблюдать установленные интервалы для непревышения допустимой скорости ввода положит. Реактивности. Подъем групп органов регулирования производится шагами не более 350мм с выдержкой между шагами не менее 60 сек. По окончании подъема органов регулирования СУЗ приступают к выводу борной кислоты из 1 контура. Для лучшего перемешивания и исключения образования застойных участков включаются все ГЦН. Вывод бор. кислоты разл. Способами должны производиться только последовательно. Прежде всего производиться послед. Насыщение бором анионитовых фильтров системы СВО-2. После завершения этой операции разрешается приступить к выводу борной кислоты путем разомкнутого водообмена с помощью системы ТК. Для выравнивания концентрации бор. кислоты в ГЦК и КД нужно включить все группы ТЭН КД и контролировать работу регулятора поддержания давления. В процессе выхода на МКУ необходимо контролировать нейтронный поток и период ЯР по показаниям АКНП, величину ввода “+” реактивности по реактиметру. При достижении нейтронной мощности (10-5…10-4)%о т Nном (реактор на МКУ) водообмен прекращается. Дальше увеличение мощности до (10-3…10-2)% от Nном (воздействую на 10 группу органов СУЗ). На уровне (10-2)% от Nном мощность ЯР стабилизируется.
1. Включить в работу ГЦН, нах-ся в резерве, если пуск ЯР производиться при неполном числе работающих ГЦН. 2. Ввести в работу СВО-1 на петлях с вспомогательными ГЦН. 3. Начать подъем мощности ЯР с периодом Т=100..200с подъемом раб. Группы органов СУЗ (до 1% от Nном) 4. При увеличении мощности Nр>1% от Nном, то включить БРУ-К. 5. Дальнейшее увеличение мощности производиться со скоростью v=3%Nном/мин и периодом Т=60 сек. 6. При увеличении мощности до 3% Nном нужно контролировать переход АКНП из диапазона промежуточного в диапазон энергетический 7. При помощи индивид. управления одним из органов регулирования проверить зону нечуствительности. 8. После подъема мощности до 10..15% установить уставки на уровне 30% от Nном. 9. При достижении уровня мощности 25..30% от Nном выполнить синхронизацию и включить турбогенератор в сеть. 10. Произвести нагружение до Nmin=100МВт (если было меньше), включить ЭЧСР в режим РД1, закрыть в ручном режиме БРУ-К, продолжить увеличение мощности ЯР в ручном режиме. 11. На уровне мощности 35..60% от Nном произвести проверку распределения мощности в активной зоне с целью подтверждения правильности загрузки и возможности соблюдения проектных ограничений на номинальной мощности. 12. Выставить уставки энергетического диапазона АКНП в положение 95% от Nном при мощности ЯР 40% от Nном. Приступить к подъему мощности ЯР до 85% Nном периодич. воздействием на ОР СУЗ. На уровне мощности от 40 до 90% Nном д.б. определены: температурный и мощностной коэф-ты реактивности; дифференц. и интегральная эффективности рабочей группы ОР СУЗ и коэф-т реактивности по концентрации борной кислоты в ЯР.
Первый контур является радиоактивным, в него входит водо-водяной энергетический реактор ВВЭР-1000 тепловой мощностью 3000 МВт и четыре циркуляционных петли, по которым через активную зону с помощью главных циркуляционных насосов прокачивается теплоноситель — вода под давлением 16 МПа (160 кгс/см²). Температура воды на входе в реактор примерно равна 289 °C, на выходе — 322 °C. Циркуляционный расход воды через реактор составляет 84000 т/ч. Нагретая в реакторе вода направляется по четырём трубопроводам в парогенераторы. Давление и уровень теплоносителя первого контура поддерживаются при помощи парового компенсатора давления. Второй контур — нерадиоактивный, состоит из испарительной и водопитательной установок, блочной обессоливающей установки (БОУ) и турбоагрегата электрической мощностью 1000 МВт. Теплоноситель первого контура охлаждается в парогенераторах, отдавая при этом тепло воде второго контура. Насыщенный пар, производимый в парогенераторах, с давлением 6,4 МПа и температурой 280 °C подается в сборный паропровод и направляется к турбоустановке, приводящей во вращение электрогенератор. Расход пара от 4 парогенераторов на турбину — примерно 6000 т/ч. Во второй контур также входят конденсатные насосы первой и второй ступеней, подогреватели высокого и низкого давления, деаэратор, турбопитательные насосы[ Во втором контуре пар с влажностью 0,5 % из четырёх парогенераторов по паропроводам через стопорно-регулирующие клапаны подводится в середину двухпоточного симметричного цилиндра высокого давления (ЦВД) турбины, где после расширения с давлением 1,2 МПа и влажностью 12 % направляется к четырём сепараторам-пароперегревателям (СПП), в которых после осушки пара (конденсат для использования его теплоты отводится в деаэратор) осуществляется его двухступенчатый перегрев, в первой ступени паром первого отбора с давлением 3 МПа и температурой 234 °C, во второй — свежим паром. Образовавшийся конденсат греющего пара направляется в подогреватели высокого давления (ПВД) для передачи его теплоты питательной воде. Основной же перегретый пар при параметрах 1,13 МПа и 250 °C поступает в две ресиверные трубы, расположенные по бокам турбины, а из них — через стопорные поворотные заслонки — в три одинаковых двухпоточных цилиндра низкого давления (ЦНД). Далее из каждого ЦНД пар поступает в свой конденсатор. Регенеративная система установки состоит из четырёх подогревателей низкого давления (ПНД), деаэратора и двух групп ПВД. Питательная вода в ПВД подаётся двумя турбопитательными насосами мощностью около 12 МВт каждый, их приводная турбина питается перегретым паром, отбираемым за СПП, и имеет собственный конденсатор. Турбопитательные насосы предназначены для подачи питательной воды из деаэратора в парогенераторы через систему регенеративных подогревателей высокого давления, их два на каждый энергоблок. Каждый насос состоит из двух, главного и предвключённого (бустерного), все вместе они образуют единый агрегат, приводимый в действие конденсационной турбиной. Производительность каждого турбопитательного насоса около 3800 м³/ч, у предвключённых насосов частота вращения 1800 об/мин, развиваемое давление 1,94 МПа; у главных — 3500 об/мин и 7,33 МПа. Трёхфазные синхронные турбогенераторы ТВВ-1000 предназначены для выработки электроэнергии при непосредственном соединении с паровыми турбинами. Активная мощность — 1000 МВт, напряжение 24 кВ, частота вращения ротора 1500 об/мин. Работу генератора обеспечивают множество вспомогательных систем. К каждому турбогенератору через генераторные выключатели подключается два повышающих трёхфазных трансформатора мощностью по 630 МВ•А каждый, которые, соединённые параллельно, позволяют выдавать номинальную мощность блока в сеть
Отключение 1-го ГЦН из 4-х работающих За соответствием мощности блока и числом работающих ГЦН следит устройство разгрузки и ограничения мощности (РОМ). При отключении одного ГЦН в устройстве автоматически меняется уставка по нейтронной мощности до 0.75 .Мгновенно формируется сигнал ПЗ-1, регулирующая группа пойдет самоходом вниз пока мощность не снизится до 75%.
Реакторная установка допускает работу с отключенным одним ТПН при рабочем втором при условии, что мощность ЯР не превышает 50% Nном. Останов одного ТПН из двух рабочих необходимо производить по следующему алгориму: 1.Проконтролировать нормальную работу ТПН, оставляемого в работе; 2.Снизить мощность ЯР до величины, не превышающей принятый за номинальный уровень после отключения одного ТПН; 3.В процессе разгрузки ЯР контролировать автоматическую разгрузку ТПН; 4. В процессе разгрузки ТПН контролировать автоматический перевод питания ТПН от коллектора собственных нужд при уменьшении давления за СПП до 3,2 кг/см2; 5.Задать в АРМ новый уровень нейтронной мощности в режиме «Н»; 6.Отключить останавливаемый ТПН закрытием его стопорных и регулирующих клапанов.
«Свежим» называют ядерное топливо до загрузки его в реактор. Для «свежего» ядерного топлива характерна очень малая радиоактивность. Настолько слабая, что при изготовлении блочков из литого естественного урана нет необходимости использовать противорадиационную защиту персонала. При плотности около 18 г/см3 небольшой по размерам, удобно умещающийся в ладони блочок неожиданно массивен (его вес при диаметре 35 мм и высоте 100 мм составляет 1,7 кг). Свежее топливо поступает на АЭС в виде ТВС, которые можно перевозить совершенно безопасно — эти сборки перевозят в специальных транспортных контейнерах, разработанных по нормам МАГАТЭ специально для перемещения ТВС с завода-изготовителя на АЭС. В конструкции контейнеров предусмотрены все возможные аварийные ситуации на транспорте. Загрязнение местности даже в случае транспортной аварии невозможны. Общая масса топлива в полной загрузке активной зоны реактора – около 80 тонн. На АЭС свежее топливо хранится в узле свежего топлива, расположенном в спецкорпусе. Здесь проводятся все операции с ядерным топливом до момента его загрузки в реактор: прием топлива, входной контроль, хранение (в специальных чехлах), подготовка свежих ТВС к загрузке. Доставка ТВС в реакторное отделение производится в защитных чехлах на специальной внутристанционной платформе. Система обращения с топливом По комплексу систем хранения и обращения с ЯТ (вне реактора) в этом подразделе следует: 1. Представлять перечень всех хранилищ свежего ЯТ. 2. Приводить характеристики применяемого для данной АС свежего ЯТ, а также топлива, выгружаемого из активной зоны, с указанием способа определения выгорания. 3. Указывать максимальную проектную мощность (вместимость) каждого из хранилищ и количество мест, зарезервированных для аварийной выгрузки активной зоны и для хранения отбракованного ЯТ как свежего, так и отработавшего соответственно. 4. Кратко охарактеризовывать способ хранения ЯТ как в ХСТ, так и в ХОЯТ; указывать наличие поглощающих добавок в материалах хранилища или в теплоносителе. 5. Указывать способ доставки ОЯТ со станции, приводить информацию о предлагаемой частоте перевозок и используемых типах ТУК. 6. Приводить информацию о внутристанционной перевозке (виды транспорта и упаковочных комплектов). 7. Приводить информацию об обращении с отбракованным ЯТ как свежим, так и ОЯТ, начиная со способа отбраковки. 8. Приводить перечень исходных событий, на которые рассчитан комплекс систем хранения и обращения с ЯТ (ОЯТ), с анализом аварийных ситуаций и проектных аварий. Загрузка ядерного топлива в реактор На АЭС и другие ядерные установки топливо приходит в виде довольно сложных технических устройств — тепловыделяющих сборок (ТВС), которые в зависимости от типа реактора загружаются непосредственно во время его работы (как на реакторах типа РБМК в России) на место выгоревших ТВС или заменяют отработавшие сборки большими группами во время ремонтной кампании (как на российских реакторах ВВЭР или их аналогах в других странах, PWR и других). В последнем случае при каждой новой загрузке меняется чаще всего треть топлива и полностью изменяется его расстановка в активной зоне реактора, наиболее выгоревшие сборки с топливом, из центра активной зоны, выгружаются, на их место ставится вторая треть сборок, со средним выгоранием и расположением. На их место в свою очередь ставятся наименее выгоревшие ТВС, с периферии активной зоны; в то время как на периферию загружается свежее топливо. Такая схема перестановки топлива является традиционной и обусловлена многими причинами, например стремлением обеспечить равномерное энерговыделение в топливе и максимальный запас до кризиса теплообмена воды на оболочках ТВЭЛ. Описание загрузки ядерного топлива в активную зону реактора, является весьма условным, позволяющим иметь общее представление об этом процессе. На самом деле загрузка топлива осуществляется сборками с различными степенями обогащения топлива и её предваряют сложнейшие ядерно-физические расчёты конфигурации активной зоны реактора в специализированном программном обеспечении[2], которые совершаются на годы вперёд и позволяют планировать топливные и ремонтные кампании для увеличения показателей эффективности работы АЭС, например КИУМа. Кроме того, если конфигурация топлива не будет удовлетворять определённым требованиям, важнейшими из которых являются различные коэффициенты неравномерности энерговыделения в активной зоне, реактор не сможет работать вовсе или будет неуправляемым. Кроме различной степени обогащения разных ТВС применяются другие решения для обеспечения нужной конфигурации активной зоны и стабильности её характеристик в течение топливной кампании, например ТВС, в которых вместо некоторых ТВЭЛов содержатся поглощающие элементы (ПЭЛы), которые компенсируют изначальную избыточную реактивность свежего топлива, выгорают в процессе работы реактора и по мере использования топлива всё меньше влияют на его реактивность, что в итоге выравнивает по времени величину энерговыделения на протяжении всего срока работы тепловыделяющей сборки. В настоящий момент в топливе промышленных водо-водяных реакторов во всём мире практически перестали использовать ПЭЛы с борным поглотителем, долгое время являвшимися почти безальтернативными элементами, и перешли на более прогрессивный способ[3] — внесение с теми же целями гадолиниевый выгорающий поглотитель непосредственно в топливную матрицу, этот способ имеет много важных преимуществ. Обычно под термином "перегрузка топлива" подразумевается загрузка в активную зону реактора свежего топлива и удаление отработанного, а также. перестановка тепловыделяющих сборок внутри активной зоны. Все оборудование, при помощи которого проводится перегрузка топлива, подразделяется на оборудование для установки свежего топлива в реактор и удаления отработанного и оборудование для подготовки выполнения этих операций. При помощи последнего проводится установка свежего топлива в перегрузочную машину, подготовка загрузочных патрубков, приведение их в нормальное рабочее состояние и т. д. Перегрузочное оборудование работает в тяжелых условиях, подвергаясь воздействию нейтронного и g-излучений, а также коррозионной среды. В то же время перегрузочное оборудование должно быть достаточно надежным, так как выход его из строя во время перегрузки может привести либо к аварии, либо к длительному простою реактора. На всех действующих, строящихся и проектируемых АЭС с ВВЭР перегрузка осуществляется при остановленных реакторах и снижении давления в корпусе реактора до атмосферного. Топливо из реактора удаляется только сверху. Существуют два способа перегрузки: "сухая", когда ТВС, удаленные из реактора, перемещаются в зону в герметичном транспортном контейнере, и "мокрая", когда ТВС, удаленные из реактора, перемещаются в зону выдержки по каналам, заполненным водой. Отличие их заключается в различных способах транспортировки отработавших ТВС от зоны реактора до зоны выдержки, а также в различном перегрузочном оборудовании: в "сухой" перегрузке используют реакторный кран; манипулятор зоны реактора; транспортный контейнер; контейнеропровод и манипулятор зоны выдержки, а в "мокрой" - только реакторный кран и манипулятор. Правда, здесь для мокрой перегрузки указан состав перегрузочного оборудования на вновь строящихся АЭС, на многих действующих АЭС единиц оборудования имеется больше. |