«ОДЕССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ Учебное пособие для студентов специальности 8.090502 Атомная энергетика Одесса ОНПУ 2010 Министерство образования и науки Украины ОДЕССКИЙ ...»

Министерство образования и науки Украины

ОДЕССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

Учебное пособие для студентов

специальности 8.090502 «Атомная энергетика»

Одесса ОНПУ 2010

Министерство образования и науки Украины

ОДЕССКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

Киров В.С.

АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СТАНЦИИ

Учебное пособие для студентов специальности 8.090502 «Атомная энергетика»

Утверждено на заседании кафедры АЭС

ИЭКСУ ОНПУ

Протокол №2 от 28.10.2010 г.

Одесса ОНПУ Учебное пособие по дисциплине «Атомные электрические станции», (разделы Технологическое оборудование, Системы безопасности, Дезактивация на АЭС, Основы проектирования АЭС, Модернизация, реконструкция и снятие с эксплутации.

Учебное пособие составлено для студентов специальности 8.090502 – «Атомная энергетика» всех форм обучения / Составитель В.С. Киров – Одесса ОНПУ 2010 – 216 с.

В учебном пособии содержатся сведения о технологическом оборудовании основных производств (цехов) АЭС, о системах безопасности АЭС, принципах их построения, составе, особенностях работы и основных режимах эксплуатации.

Особое внимание уделяется вопросам надежной и безопасной работе всех систем основного производства АЭС.

Излагаемый материал всесторонне проиллюстрирован графиками, схемами и компоновочными чертежами объектов АЭС.

В конце каждого раздела приводится перечень вопросов, на которые студенты должны обратить повышенное внимание при изучении материалов пособия.

Настоящее пособие может быть использовано не только при изучении дисциплины «Атомные электрические станции», но и при прохождении производственных практик, а также при выполнении курсовых и дипломных проектов.

Составитель В.С. Киров, канд. техн. наук, профессор.

Рецензент: В.П. Кравченко, доктор техн. наук, профессор Содержание Стр 9. Технологические системы реакторных контуров блоков АЭС с ВВЭР 9.1. Система очистки теплоносителя первого контура АЭС с ВВЭР- 9.2. Системы очистки теплоносителя первого контура АЭС с ВВЭР- – Установка № 1 (СВО-1) – Установка № 2 (СВО-2) – Установка № 3 (СВО–3) – Установка № 4 (СВО–4) – Установка № 5 (СВО–5) – Установка № 6 (СВО–6) 9.4. Система продувки-подпитки первого контура 9.5. Система организованных протечек блока АЭС с ВВЭР-1000 9.7. Системы технологической газоочистки 9.7.1. Выбросы радиоактивных газообразных отходов 9.7.2. Система спецгазоочистки АЭС с реакторами ВВЭР 10.1. Принципы построения и структура СБ ЭБ АЭС 10.2.1. Система аварийного охлаждения активной зоны ЭБ 10.2.2. Пассивная часть САОЗ. Система гидроаккумуляторов 10.2.3. Система аварийного впрыска бора высокого давления 10.2.4. Система аварийной подпитки высокого давления 10.2.5. Система аварийной подачи питательной воды 10.2.6. Система защиты первого контура ВВЭР- 10.2.7. Система защиты второго контура ВВЭР- 10.2.8. Система удаления парогазовой смеси из первого контура 10.3.1. Резервная дизельная электростанция (РДЭС) 10.3.2. Системы аварийного электроснабжения (САЭ) 10.3.4. Системы охлаждения потребителей реакторного отделения 11.1. Причины и виды радиоактивных загрязнений на АЭС 11.3. Технология подготовки и проведения контурной, поузловой дезактивации оборудования ЯЭУ, дезактивация поверхностей 11.5. Дезактивация средств индивидуальной защиты 11.6. Переработка отходов дезактивации.

12.1. Выбор площадок строительства и генеральные планы АЭС 12.1.1. Особенности АЭС и требования к площадке строительства 12.3. Объемно-планировочные решения зданий АЭС 12.3.2.1. Первая и вторая очереди Нововоронежской АЭС 12.3.2.3. Четвертая очередь Нововоронежской АЭС 12.3.2.4. Компоновка главного корпуса по модульному принципу 12.3.2.5. АЭС с серийными энергоблоками ВВЭР-1000 13. Модернизация, реконструкция и снятие с эксплуатации ЭБ АЭС 13.1. Состояние атомной энергетической отрасли Украины 13.2. Проблемы и перспективы развития АЭ Украины 13.3. Модернизация и реконструкция действующих ЭБ АЭС 13.4. Законодательные и нормативные требования

9. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ РЕАКТОРНЫХ КОНТУРОВ

БЛОКОВ АЭС С ВВЭР

Непрерывное поступление в воду ВВЭР продуктов коррозии конструкционных материалов первого контура, а также продуктов деления ядерного топлива через имеющиеся неплотности в оболочках твэлов требует организации их непрерывного удаления из контура.

Для компенсации организованных и неорганизованных протечек теплоносителя в нормальном режиме работы энергоблока, для частичной компенсации течей при аварийных состояниях, поддержания заданного водного режима в первом контуре, а также для гидроиспытаний оборудования и систем первого контура в технологической схеме реакторного отделения предусматривается система подпитки. Кроме того, при использовании ГЦН с вынесенным электродвигателем и уплотнением вала система подпитки используется для подачи запирающей воды на уплотнение ГЦН.

В настоящее время для очистки воды первого контура получили широкое распространение ионообменные установки. Очистка на ионообменных смолах на байпасе главного циркуляционного контура облегчает поддержание заданного режима и тем более для смешанного калий-аммиачного режима.

Важным является выбор давления, под которым находится очистная установка. Наиболее простым решением является очистка под полным давлением первого контура. Данный способ применяется для очистки теплоносителя первого контура АЭС с ВВЭР-440. Недостатком такой системы очистки является работа фильтров под высоким давлением и, как следствие, дороговизна установки. Эти недостатки в еще большей мере проявляются при переходе к более высокому давлению от 12,5 к 16,0 МПа (для первого контура АЭС с ВВЭР-1000). Поэтому для очистки теплоносителя первого контура ВВЭР-1000 используется установка механических высокотемпературных фильтров, работающих под полным давлением и установленных на байпасе ГЦН и ионообменных фильтров, работающих при пониженном давлении (возврат очищенной воды в первый контур осуществляется в этом случае высоконапорными подпиточными насосами).

9.1. Система очистки теплоносителя первого контура АЭС с ВВЭР- Система очистки теплоносителя первого контура (рис. 9.1) состоит из двух независимых друг от друга технологических групп.

Первая группа включает в себя регенеративный теплообменник, доохладитель, фильтр смешанного действия, ловушку ионитов.

Вторая группа включает в себя регенеративный, теплообменник, доохладитель, катионитовый фильтр, анионитовый фильтр, ловушку ионитов.

Система предназначена для очистки теплоносителя первого контура от продуктов коррозии конструкционных материалов, от продуктов деления ядерного топлива, для поддержания качества теплоносителя в нормируемых пределах при нормальной эксплуатации и в переходных режимах работы.

1 – фильтр-ловушка; 2 – ионообменный фильтр; 3 – доохладитель продувки;

4 – регенеративный теплообменник; 5 – вода от насоса подпитки.

В первую группу системы входит фильтр смешанного действия, загруженный катионитом и анионитом. Очистка теплоносителя в фильтре производится в основном от продуктов коррозии, одновременно происходит поддержание заданных норм по химическим показателям за счет буферных свойств ионообенной смолы.

Во вторую группу входят два последовательно включенных фильтра:

катионитовыи и анионитовый. На катионитовом фильтре теплоноситель очищается от продуктов коррозии конструкционных материалов, находящихся в дисперсной фазе, от растворимых продуктов, находящихся в катионной форме (H+, Na+, NH4+, N2H+, Mg2+, Fe2+), поддерживает заданные концентрации калия и аммиака в теплоносителе за счет буферных свойств ионита. На анионитовом фильтре теплоноситель очищается от радиохимических загрязнений, находящихся в анионной форме, от хлоридов и других анионов сильных кислот при нарушениях водно-химического режима (OH-, Cl-, HCO3-, CO32-, SO42-), доочищается от продуктов коррозии, которые находятся в анионной форме. Теплоноситель поступает на очистку из "холодных" ниток от ГЦН. В регенеративном теплообменнике температура теплонисителя снижается с 270 °С до 72 °С за счет возвращаемого с очистки теплоносителя.

В доохладителе теплоноситель охлаждается водой промежуточного контура до температуры 55 °С и поступает на очистку и на вывод из первого контура для поддержания уровня в компенсаторе давления.

Очистка теплоносителя осуществляется за счет ионного обмена на фильтре смешанного действия (группа 1) или последовательно на катионитовом и анионитовом фильтре (группа 2). Теплоноситель после очистки подогревается в регенеративном теплообменнике до температуры 255 °С и поступает на всас ГЦН. Расход теплоносителя через систему обеспечивается перепадом давления на ГЦН.

Наличие двух независимых групп фильтров позволяет:

– обеспечить в стационарном режиме общий расход теплоносителя на очистку до 40 т/ч и эффективно выводить из первых контуров двух блоков АЭС продукты коррозии;

– иметь резерв, позволяющий на длительное время выключить из работы любую из двух групп без опасности вынужденной остановки реактора изза нарушения норм качества воды;

– иметь возможность отрегенерировать фильтры группы 2, не прекращая очистку теплоносителя на фильтре смешанного действия, исключая необходимость перегрузки фильтров при работе реактора на мощности.

Ионообменные смолы в фильтре смешанного действия регенерации не подлежат и при исчезновении обменной емкости выгружаются в емкость высокоактивных сорбернтов по системе гидровыгрузки, как правило, в период остановки на перегрузку и капитальный ремонт.

Катионит в катионитовом фильтре регенерируется 5 %-ным раствором борной кислоты, анионит в анионитовом фильтре регенерируется 5 %-ным раствором едкого калия с содержанием хлоридов не более 0,01 %.

9.2. Системы очистки теплоносителя первого контура АЭС с ВВЭР- монжюсов, мешалок, насосов и т. д., включенных параллельно или последовательно согласно технологическим схемам очистки.

Установка № 1 (СВО-1) предназначена для очистки неохлажденного теплоносителя первого контура от взвешенных активированных продуктов коррозии конструкционных материалов первого контура и включает в себя четыре механических высокотемпературных фильтра и четыре фильтраловушки, установленные на байпасах ГЦН (рис. 9.2).

Механический высокотемпературный фильтр (рис. 9.3) представляет собой вертикальный цилиндрический толстостенный сосуд с приваренными эллиптическими днищами. На верхнем днище расположена входная камера, предназначенная для подвода очищаемой воды и для ее равномерного распределения по сечению фильтра, а также для верхней выгрузки и загрузки сорбента. Отвод очищенной воды осуществляется через нижнее распределительное устройство. Внутри фильтра расположен слой высокотемпературного сорбента (крошка из нержавеющей стали, гранулированный диоксид титана) толщиной 800 мм.

Фильтр-ловушка (рис. 9.4) предназначена для улавливания сорбента после высокотемпературных фильтров в случае повреждения их дренажных систем. Фильтр-ловушка представляет, собой вертикальный цилиндрический сосуд высокого давления с эллиптическим днищем и верхним и нижним пат рубками.

Рис. 9.3. Фильтр механиче- Рис. 9.4. Фильтр-ловушка зерниский высокотемператур- стых материалов СВО-1.

ный СВО- Во внутренней полости фильтра-ловушки размещено фильтрующее устройство, состоящее из 33 щелевых колпачков, закрепленных на резьбе на двух соединенных между co6oй "тарелках", образующих коллектор. Щелевой колпачок представляет собой набор профилированных дисков, закрепленных на основании. Между дисками образуется зазор в виде кольцевой щели шириной 0,3 мм.

Очищаемая вода проходит через фильтры под действием перепада давления, создаваемого ГЦН.

Установка № 2 (СВО-2) предназначена для очистки охлажденного недеаэрированного теплоносителя первого контура от радиоактивных и химических примесей при всех операциях, связанных с изменением концентрации борной кислоты в контуре, при повышении активности или концентрации хлоридов в теплоносителе, газоудалении перед снятием крышки реактора, при разогреве первого контура во время пуска, при опорожнении контура в период ремонта, а также для очистки организованных протечек контура в период нормальной эксплуатации.

Установка СВО-2 состоит из двух групп ионитных фильтров (рис. 9.5), в каждую из которых входят три ионитных фильтра. В номинальном режиме работы АЭС включается одна нитка установки. В переходных режимах в работу могут быть включены обе нитки параллельно.

Ионитный фильтр (рис. 9.6) представляет собой вертикальный однокамерный цилиндрический аппарат, состоящий из следующих основных элементов: корпуса, фланцевого разъема, нижнего и верхнего распределительных устройств, трубопроводов и запорной арматуры. Корпус фильтра снабжен штуцерами для подвода и отвода очищаемой воды, сдувки образующихся газов, гидровыгрузки фильтрующего материала, а также для отвода воздуха.

Очищаемая вода под давлением 2,0 МПа поступает в фильтр, проходит через фильтрующий материал, собирается при помощи нижнего распределительного устройства и отводится через выходной штуцер. Фильтр работает по циклу, который состоит из следующих основных режимов: фильтрования, взрыхления водой, регенерации и отмывки.

Фильтр-ловушка СВО-2 (рис. 9.7) предназначена для улавливания ионитов после ионообменных фильтров в случае повреждения их дренажных систем и представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат из следующих основных элементов: корпуса, фланцевого разъема, трубной доски, фильтрующих элементов.

9.6. Фильтр ионитный Очищенная на установке СВО-2 дегазированная вода при сливах контура поступает в баки борсодержащей воды и далее на установку СВО-6 в спецкорпус.

Установки СВО-1 и СВО-2 расположены в главном корпусе.

Установка № 3 (СВО–3, рис. 9.8) Предназначена для очистки вод, поступающих в систему спецканализа ции (система трапных вод) при неорганизованных протечках технологических систем, при дезактивации помещений и оборудования, и промывках фильтров, а также других операциях. Очищенная на установке вода повторно используется в технологических системах станции.

Установка состоит из выпарной группы и группы ионитных фильтров, позволяющих получить воду высокого качества. Установка включает в себя фильтр механический трапных вод, выпарной аппарат, доупариватель, конденсатор-дегазатор, фильтр механический, фильтры ионитные, охладитель дистиллята, монжюс, охладитель сдувок и другое оборудование.

Рис. 9.8. Принципиальная схема установки СВО- 1 – охладитель газовых сдувок; 2 – бак спецканализации; 3 – насосы спецканализации; 4 – насосы бака-отстойника; 5 – механические фильтры трапных вод; – бакотстойник трапных вод; 7 – устройство для загрузки колец Рашига; 8 – выпарной аппарат; 9 – конденсатор-дегазатор; 10 – доупариватель; 11 – монжюс; 12 – насосы трапных вод; 13 – баки трапных вод; 14 – охладитель дистиллята; 15 – фильтр ловушка зернистых материалов; 16 – контрольный бак; 17 - фильтр ионитный и активированного угля; 18 – насосы контрольных баков; 19 – механические фильтры.

Очистка осуществляется методом выпаривания с последующей доочисткой дистиллята из выпарных аппаратов на механических и ионитных фильтрах.

Доупаривание служит для уменьшения объема солевых отходов путем увеличения их концентрации.

Очищенная вода поступает на собственные нужды установки СВО и системы реакторного отделения АЭС, в том числе для регенерации фильтров, приготовления растворов реагентов, дезактивации и т.п.

Сепаратор в своей верхней части имеет насадку из колец Рашига, а ниже ее – барботажную решетку. В верхней части сепаратор имеет люк для засыпки колец Рашига.

При очистке трапных и прачечных вод выпарной аппарат работает вместе с доупаривателем. Упаривание раствора происходит до концентрации 200 г/л При очистке боросодержащих вод в выпарном аппарате происходит упаривание борной кислоты до 40 г/л.

Рис.9.10. Доупариватель.

Доупариватель, F = 25 м2.

Предназначен в качестве составного элемента СВО-3 и СВО-7 для очистки трапжых вод и вод спецпрачечной.

По своей конструкции доупариватель аналогичен выпарному аппарату (без колец Рашига).

Упаривание растворов производится до концентрации 200 г/л.

При очистке трапных и прачечных вод доупариватель работает совместно с выпарным аппаратом.

цилиндров 800 мм, деаэрационной насадки с кольцами Рашига (дегазатор) и сборника деаэрированного конденсата. В конденсатосборник встроен змеевик, обогреваемый Конденсатор-дегазатор работает по принципу сочетания конденсации вторичного пара с деаэрацией получаемого конденсата.

При работе через штуцер I кубовый остаток поступает в монжюс (под давлением или под вакуумом), затем в монжюс подается сжатый воздух через штуцер 2, и кубовой остаток выдавливается через штуцер 3.

Установка № 4 (СВО–4, рис. 9.13) Предназначена для очистки воды бассейнов выдержки (перегрузки) отработанного топлива и баков аварийного запаса раствора борной кислоты.

Установка имеет две параллельные (рабочая и резервная) нитки, каждая из которых состоит из одного механического и двух ионитных фильтров.

Очищенная вода возвращается в бассейны выдержки (перегрузки) и в баки аварийного запаса борной кислоты.

Рис. 9.13. Принципиальная схема установки СВО-4 ВВЭР-1000:

1– ионитный фильтр; 2 – фильтр механический.

Установка № 5 (СВО–5, рис. 9.14).

Предназначена для очистки воды периодической и непрерывной проду вок парогенераторов с целью возврата этой воды после очистки во второй контур АЭС.

Установка состоит из двух параллельно включенных ниток (рабочая и резервная), включающих в себя механические и ионитные фильтры.

Продувочная вода парогенераторов через охладительную установку поступает на фильтры, а очищенная вода после фильтров направляется в баки очищенной воды и далее при помощи насосов в деаэратор и дренажные баки машзала.

Предназначена для переработки борсодержащих вод первого контура, поступающих в баки борсодержащей воды при различных операциях, связанных с изменением мощности реактора, а также при останове и разогреве контура с целью получения дистиллята и раствора борной кислоты заданной концентрации для повторного использования в цикле, а также для очистки раствора свежей борной кислоты.

Установка состоит из выпарной части и двух групп фильтров и включает в себя выпарной аппарат, конденсатор-дегазатор, охладитель дистиллята, фильтры ионитные, фильтр механический, фильтр-ловушка, насосы и т.д.

Рис. 9.14. Принципиальная схема установки СВО-5 ВВЭР-1000:

1 – расширитель продувки; 2 – регенеративный теплообменник продувки;

3 – доохладитель; 4 – фильтр ионитный; 5 – фильтр механический; 6 – баки очищенной воды; 7 - насосы бака очищенной воды.

Установка № 6 (СВО–6, рис. 9.15) Рис. 9.15. Принципиальная схема установки СВО-6:

1 – охладитель газовых сдувок; 2 – конденсатор-дегазатор; 3 – фильтр ионитный и активированного угля; 4 – ловушка зернистых материалов; 5 – баки очищенной воды; 6 – насосы очищенной воды; 7 – охладитель дегазированной воды; 8 – насосы дегазированной воды; 9 - выпарная установка; 10 – насосы грязного борного концентрата; 11 – механический фильтр; 12 – охладитель борного концентрата; 13 – ионитные фильтры; 14 – фильтрловушка.

Образующийся при упаривании борный концентрат очищается на ионитных фильтрах и направляется в баки борного концентрата реакторного отделения, а очищенная вода подается в баки дистиллята реакторного отделения.

Установка № 7 (СВО-7, рис. 9.16).

Предназначена для очистки вод спецпрачечной с целью получения чистой воды для повторного использования в системах АЭС.

Установка включает в себя выпарную часть и группу ионообменных фильтров и состоит из фильтров предочистки, выпарного аппарата, доупаривателя, конденсатора-дегазатора механических фильтров, ионитных фильтров, охладителей дистиллята, монжюса, насосов и т.д.

Вода на очистку поступает из санитарно-бытового корпуса, очищенная вода направляется на подпитку системы второго контура и на повторное использование в спецпрачечной.

Рис. 9.16. Принципиальная схема установки СВО-7 ВВЭР-1000:

1- Фильтр механический; 2 – выпарной аппарат; 3 – устройство для загрузки колец Рашига; 4 – доупариватель; 5 – бак-накопитель; 6 – конденсатор-дегазатор; 7 – охладитель газовых сдувок конденсатора-дегазатора; 8 – насосы дегазированной воды; 9 – насосы бака-накопителя;

10 – охладитель кубового остатка; 11 – баки очищенной воды; 12 – фильтр зернистых материалов; 13 – монжюс; 14 – ионитные фильтры; 15 – охладитель конденсата; 16 – механические фильтры; 17 – насосы чистого конденсата.

Растворный узел (РУ, рис. 9.17) Растворный узел предназначен для приготовления раствора борной кислоты, растворов для поддержания водного режима первого контура, растворов для регенерации сорбентов (кислотного и щелочного), а также растворов для дезактивации.

Рис. 9.17. Принципиальная схема растворного узла СК ВВЭР-1000:

1 – бункер загрузки борной кислоты; 2 – контактный чан растворов с мешалкой; 3 – насос подачи раствора борной кислоты; 4 – бак хранения борного концентрата; 5 – насосы борного концентрата; 6 – насос дезактивирующего раствора (кислоты/щелочи); 7 – подогреватель дезраствора (кислоты/щелочи).

В систему борного регулирования ЯППУ с серийным реактором ВВЭР-1000 входят две подсистемы: борного концентрата и борсодержащей воды.

Система борного концентрата состоит из следующих основных элементов: бака борного концентрата и насоса борного концентрата. Она предназначена для приема и хранения борного концентрата после очистки на фильтрах установки СВО-6 и от узла приготовления борной кислоты; для подачи борного концентрата на всас подпиточных насосов в режиме борного регулирования с расходом до 6 м3/ч при текущем регулировании мощности реакторной установки, подачи борного концентрата на всас подпиточных насосов при доведении концентрации борной кислоты в первом контуре до стояночной концентрации (16 г/кг).

Система борсодержащей воды служит для приема борного концентрата при переливе и дренировании баков борного концентрата и баков аварийного запаса бора, приема теплоносителя при дренировании первого контура через систему продувки-подпитки и систему организованных протечек, приема борсодержащей воды при переливе и дренировании деаэратора подпитки, подачи борсодержащей воды в систему подпитки при заполнении первого контура, заполнения и подпитки приямков аварийного запаса бора, подачи борсодержащей воды для очистки на установку СВО-6.

Система состоит из следующих основных элементов: бака борсодержащей воды, насоса борсодержащей воды, насоса заполнения контура, монжюса борсодержащей воды.

9.4. Система продувки-подпитки первого контура АЭС с ВВЭР- Система продувки-подпитки первого контура серийного энергоблока АЭС с реактором ВВЭР-1000 предназначена для:

– поддержания требуемой по условиям ведения технологического процесса концентрации борной кислоты в теплоносителе первого контура;

– обеспечения требуемого качества теплоносителя первого контура;

– компенсации неорганизованных протечек воды первого контура;

– очистки и возврата в контур организованных протечек, подачи запи – заполнения и гидроиспытания первого контура при давлении 3,5–18, МПа;

– деаэрации вводимого в первый контур и выводимого из него сителя;

– расхолаживания компенсатора давления при неработающих ГЦН. В состав системы продувки-подпитки (см. рис. 9.18) входят:

регенеративный теплообменник продувки, доохладитель продувки, деаэратор подпитки, деаэратор борного регулирования, охладитель подпиточной воды, охладитель дистиллята, охладитель выпара деаэратора, три подпиточных агрегата с автономными маслосистемами, Система продувки-подпитки технологически связана с системами компенсации давления, организованных протечек, гидроиспытаний гидроемкостей САОЗ, гидроиспытаний первого контура, СВО-2, дистиллята, борсодержащей воды, борного концентрата, спецканализации, отбора проб, газовых сдувок, азота, узлом химических реагентов, пассивной частью САОЗ, ГЦН.

Подпиточный агрегат включает в себя предвключенный насос, подпиточный насос, автономную маслосистему.

Предвключенный насос (тип АХ90/49-К-2Г) предназначен для обеспечения бескавитационной работы основного подпиточного насоса путем создания подпора на всасе. Для обеспечения нормальной работы насоса при малых расходах подпитки предусмотрена байпасная линия рециркуляции.

Подпиточный насос (тип ЦН60-180) – центробежный, горизонтальный, двухкорпусной, четырехступенчатый.

Предельное давление нагнетания насоса – 20,0 МПа. Регулирование подачи насоса осуществляется изменением числа оборотов вала насоса при помощи однополостной гидромуфты с черпаковым регулятором и зубчатой парой.

Деаэраторы подпитки и борного регулирования по конструкции идентичны (рис. 9.19) и представляют собой вертикальный бак-аккумулятор со встроенным подогревателем и деаэрационной колонкой, установленной на баке. Нагревателем воды в баке служит трубный пучок, в который поступает пар второго контура с давлением 0,35 МПа.

Деаэратор обеспечивает снижение содержания водорода не менее чем в 10 раз, кислорода – в 500 раз. Выпар деаэратора подпитки направляется в систему дожигания водорода. В случае отсутствия греющего пара и падения давления в деаэраторе подпитки предусмотрена подача азота для разбавления водорода. Выпар деаэратора борного регулирования направляется через охладитель выпара в вентиляционную трубу.

Деаэратор представляет собой цилиндрический аппарат, состоящий из двух основных элементов:

- вертикального бака-аккумулятора со встроенным подогревателем 8, - деаэрационной (дегазационной) колонки, установленной на баке 13.

Деаэрационная колонка 13 с внутренним Д у = 1400 мм установлена сверху бака-аккумулятора соосно с ним и приварена к его верхнему днищу.

Внутри деаэрационной колонны организованы:

- главная 16 и периферийная 18 разделительные камеры, - центральная 19 и кольцевая 11 струйные камеры, - малая 10 и большая 22 насадочные колонны.

Главная распределительная камера 16 образована цилиндрическими перегородками, малой распределительной тарелкой 15 и корпусом деаэрационной колонны.

Рис. 9.18. Система продувки-подпитки первого контура ВВЭР-1000.

1 – компенсатор давления; 2 – парогенератор; 3 – ГЦН; 4 – реактор; 5, 10, 17, 18, 19 – регулирующие клапаны; 6 – доохладитель продувки; 7 – регенеративный теплообменник;

8 – в вентиляционную трубу; 9 – охладитель выпара деаэратора борного регулирования;

11 – ввод гидразина, аммиака; 12 – подпиточный насос; 13 – предвключенный насос; 14 – деаэратор борного регулирования; 15 – охладитель дистиллата; 16 – от насоса борного концентрата; 20 – от насоса дистиллата; 21 – от насоса заполнения; 22 – охладитель подпиточной воды; 23 – доохладитель подпиточной воды; 24 – деаэратор подпитки; 25 – в систему дожигания водорода; 26 – в бак организованных протечек; 27 – ионообменный фильтр; 28 фильтр-ловушка.

Рис.9.19. Деаэратор подпитки:

1-опора; 2-днище нижнее; 3-подогреватель воды; 4-накладка; 5-опора; 6-труба; 7-корпус теплообменника; 8-бак-аккумулятор; 9-опорная конструкция; 10-малая насадочная колонна; 11-кольцевая струйная камера; 12-обечацка; 13-колонка деаэрационная; 14-провальная распределительная тарелка;15-малая распределительная тарелка; 16-главная распредперегородка; 17-цилиндрические; 18-периферийная распределительная камера; 19-центральная струйная камера; 20-большая распределительная тарелка; 21-глухое днище; 22-большая насадочная колонна; 23-кольцо подкладное;

Б-рециркуляция; В-выход выпара; Д-присоединение датчиков давления; Е-присоединение уровнемера; Ж-присоединение датчика температуры; З-вход азота; Л-отвод конденсата греющего пара; П-подвод греющего пара; С-подвод дегазируемой среды; У-слив конденсата из системы дожигания водорода; Ф-аварийный ввод конденсата.

Периферийная распределительная камера 18 ограничена цилиндрическими перегородками и большой распределительной тарелкой 20.

Обе камеры сообщаются через гидрозатвор, образованный перегородками и глухим днищем.

Малая насадочная колонна 10, 600 мм и высотой 400 мм, расположена в нижней части обечайки под центральной струйной камерой 19. Над насадкой установлена провальная распределительная тарелка 14 с семью патрубками 108х6 для пропуска пара и 54 отверстиями 8 для равномерного распределения воды.

Большая насадочная колонна 22, 1240 мм и высотой 700 мм, расположена в нижней части деаэрационной колонны под кольцевой струйной камерой 11 и малой насадочной колонной 10. Над насадкой установлена провальная распределительная тарелка 20 с восемнадцатью патрубками 159х для пропуска пара и 414 отверстиями 8 для равномерного распределения воды.

Для организации эффективного газоудаления в связи с большим диапазоном нагрузки и для увеличения площади контакта пара и воды в колонке организованы два самостоятельных контура для больших и малых потоков.

Малая насадочная колонна предназначена для работы с расходом до 9 т/час, при повышении расхода оставшаяся часть воды переливается на большую насадочную колонну.

Подпиточная вода отводится из нижней части бака-аккумулятора.

Деаэратор обеспечивает деаэрацию поступающих потоков в следующих режимах:

- номинальном, - борного регулирования при вводе и выводе бора, - аварийном при вводе бора.

Деаэратор обеспечивает хорошую деаэрацию и дегазацию потоков с расходом до 70 м3/час при температуре 104 °С в паровом режиме, снижая содержание кислорода при дегазации с 10 мг/кг воды до 0,02 мг/кг воды.

Работа системы продувки-подпитки. Подпитка первого контура осуществляется от постоянно работающего подпиточного агрегата. Подогреваясь в регенеративном теплообменнике, подпиточная вода направляется в первый контур в "холодные" нитки на всас ГЦН всех четырех петель. Штуцер каждой врезки в главный циркуляционный контур снабжен специальным сужающим устройством, которое позволяет ограничить течь из трубопровода в случае его разрыва.

Продувка первого контура осуществляется из холодных ниток петель № 2 и 3 с нагнетания ГЦН. Продувочная вода охлаждается в регенеративном теплообменнике за счет теплообмена с подпиточной водой и в доохладителе водой промежуточного контура до 40–50 °С. После охлаждения продувочная вода направляется на фильтры СВО-2 через регулирующий клапан 5 (см. рис.

9.18). После СВО-2 очищенная вода подается в деаэратор подпитки и далее на всас подпиточных насосов.

Неорганизованные протечки первого контура компенсируются за счет ввода в контур дистиллята в автоматическом режиме по программе поддержания заданного уровня в деаэраторе либо вводом борного концентрата. Регулирование подачи борсодержащей воды в деаэратор осуществляется оператором или регулятором в режиме поддержания уровня в деаэраторе подпитки.

В режимах борного регулирования система продувки-подпитки контура обеспечивает:

– снижение концентрации борной кислоты не менее 20 %/ч по сравнению с текущей;

– увеличение концентрации борной кислоты не менее 3 (г/кг)/ч при текущей концентрации 8 г/кг.

В режиме ввода бора в первый контур борная кислота подается на всас подпиточных агрегатов с расходом до 60 м3/ч. Теплоноситель, выводимый из первого контура, по линии продувки через фильтры СВО-2 подается в деаэратор, откуда сбрасывается в баки борсодержащей воды. Уровень в деаэраторе подпитки в режиме водообмена поддерживается регулятором с воздействием на клапан 17 (см. рис. 9.18). Расход продувки поддерживается воздействием на клапаны 5. В режиме вывода бора из первого контура дистиллят с расходом 60 м3/ч подается в деаэратор борного регулирования и далее на всас подпиточных агрегатов.

При гидроиспытаниях первого контура подпиточными агрегатами необходимое давление в контуре поддерживается в автоматическом режиме регулятором с воздействием на клапан 5 на линии продувки.

Уровень в компенсаторе давления в режиме нормальной эксплуатации поддерживается регулятором с воздействием на клапан 10 напорной магистрали подпитки.

Давление в деаэраторах подпитки и борного регулирования во всех режимах работы системы продувки-подпитки поддерживается изменением расхода греющего пара.

Ввод реагентов в первый контур осуществляется подачей гидразингидрата, аммиака и едкого калия на всас подпиточных насосов или в напорный коллектор подпитки.

Деаэратор борного регулирования в режиме нормальной эксплуатации поддерживается в состоянии "горячего» резерва. Через него осуществляется постоянный проток дистиллята.

Эксплуатация системы продувки-подпитки. Основным эксплуатационным режимом системы является подпитка первого контура борсодержащей водой от деаэратора подпитки с расходом 30–40 м3/ч и продувка первого контура с расходом 30 м3/ч (расход зависит от организованных протечек). Подпиточная вода подается подпиточными агрегатами, из которых один агрегат постоянно работает на подпитку и подачу запирающей воды на уплотнения ГЦН, второй агрегат находится в "горячем" резерве (в постоянной готовности к включению по блокировке или вручную оператором), третий агрегат может быть выведен в ремонт.

Проектом предусмотрено надежное резервирование отдельных узлов и элементов системы, поэтому выход их из строя не ведет за собой отключения всей системы и она сохраняет работоспособность при любых режимах работы АЭС.

Выполнение конкретных операций при эксплуатации системы осуществляет персонал реакторного цеха (РЦ) по зонам обслуживания, определенным в должностных инструкциях. Оперативное обслуживание системы продувки-подпитки во время ее работы заключается в непрерывном контроле и поддержании в пределах заданного диапазона тепломеханических параметров. Контроль параметров системы ведется по приборам БЩУ, получением информации с УВС и по месту (уровень воды в КД, уровень воды в деаэраторах подпитки-продувки и борного регулирования, перепад давления на уплотнениях ГЦН). В случае выхода параметра за расчетный диапазон (при появлении предупредительных сигналов) необходимо убедиться в достоверности показаний по дублирующим показаниям, выявить причины отклонения параметров от номинальных и немедленно принять меры к их устранению.

При невозможности восстановления номинальной величины параметра или появлении аварийных сигналов необходимо отключить оборудование и включить резервное.

Оперативный персонал обязан не реже двух раз в смену контролировать состояние помещений, оборудования, трубопроводов, КИП и арматуры системы с целью своевременного обнаружения отклонений от условий нормальной эксплуатации путем проведения обходов и осмотров в доступных местах.

При осмотрах системы необходимо обращать внимание на целостность оборудования и трубопроводов, плотность фланцевых разъемов, состояние опор и подвесок, отсутствие вибрации трубопроводов, отсутствие течей по валу насоса, наличие масла в подшипниках электродвигателя насоса и т. д. Ежесменно оператор должен проверять соответствие положения арматуры системы технологической схеме, надежность отключения трубопроводов высокого давления от трубопроводов низкого давления, наличие запоров на арматуре. Все операции, проводимые на оборудовании системы, должны подробно отражаться в оперативной документации. Изменения в технологической схеме заносятся в оперативную схему трубопроводов продувки-подпитки.

Периодически, в соответствии с графиком, необходимо проводить опробование работоспособности блокировок, переходы с работающего на резервное оборудование, пробные включения резервного оборудования, профилактические осмотры оборудования. Во время профилактических осмотров подпиточных агрегатов необходимо обращать внимание на плотность фланцевых соединений, надежность крепления, исправность фундаментов насосов, наличие ограждения вращающихся частей, состояние уплотнения вала, легкость вращения вала, состояние кабеля электродвигателя, исправность заземления, отсутствие деформации плавких предохранителей гидромуфты. Результаты осмотров отражаются в оперативном журнале, выявленные дефекты заносятся в журналы дефектов соответствующих цехов.

9.5. Система организованных протечек блока АЭС с ВВЭР- Система организованных протечек предназначена для:

– с6opa, охлаждения и возврата в систему продувки-подпитки организованных протечек теплоносителя первого контура во всех режимах эксплуатации энергоблока;

– дренирования первого контура.

Организованные протечки отводятся от трубопроводов аварийного впрыска бора, трубопроводов аварийного расхолаживания, трубопроводов теплообменников аварийного расхолаживания; трубопроводов гидроемкостей; насосов подпитки; уплотнения разъемов реактора, компенсатора давления, парогенераторов и ГЦН.

Дренирование первого контура проводится от четырех петель главного циркуляционного контура через дренажи и от четырех насосов ВЦЭН через клапаны. Система обеспечивает также дренирование трубопроводов фильтров СВО-2, барботажного бака системы компенсации давления и гидроемкостей САОЗ.

При работе энергоблока на мощности в систему организованных протечек поступают протечки теплоносителя от насосов подпитки первого контура (~14 м3/ч) из концевых уплотнений, от отсечной арматуры систем безопасности (~0,5 м3/ч).

Система организованных протечек (рис. 9.20) технологически связана с системами первого контура, продувки-подпитки, аварийного впрыска бора, аварийного и планового расхолаживания блока, очистки продувочной воды, спецгазоочистки.

Организованные протечки первого контура поступают в межтрубное пространство в среднюю часть теплообменника организованных протечек и охлаждаются до температуры 50–60 °С водой промежуточного контура, циркулирующей внутри U-образных трубок. Из нижней части теплообменника конденсат поступает в бак организованных протечек. Из верхней части теплообменника парогазовая смесь после разбавления азотом для уменьшения концентрации водорода сбрасывается в бак организованных протечек. Для защиты теплообменника от повышения давления на нем установлен предохранительный клапан со сбросом в герметичный трап.

При повышении уровня в баке организованных протечек до 1350 мм по блокировке включается насос на закрытую задвижку. При повышении давления в напорном патрубке работающего насоса до 2,2 МПа открывается вентиль на напоре и включается в работу регулятор, который поддерживает уровень в баке 1400 мм.

При уменьшении расхода до 10 м3/ч, во избежание вскипания теплоносителя в корпусе насоса, открывается вентиль на линии рециркуляции. Работающий насос отключается по блокировке при снижении уровня в баке до 300 мм, а также при температуре среды в баке более 60 °С и снижении давления нагнетания менее 2,0 МПа.

При первом запуске насоса самовсасывание происходит за счет воды, залитой в вакуумный бак, расположенный рядом с насосом. Падение уровня в вакуумном баке в момент пуска создает разряжение и подъем воды из бака организованных протечек. Для повторного запуска насоса предусмотрена байпасная линия с установленной на ней дроссельной шайбой, обеспечивающая постоянную подачу перекачиваемой воды из напорного трубопровода насосом в вакуумный бак с расходом 1 м3/ч.

Насосы подают воду в деаэратор подпитки, через фильтры СВО-2. При дренировании первого контура теплоноситель откачивается в баки борсодержащей воды помимо фильтров СВО-2 и деаэратора подпитки.

Защиту бака организованных протечек от избыточного давления, а также от вакуумирования обеспечивает гидрозатвор.

1, 10 – гидрозатвор; 2 – теплообменник; 3 – дренаж трубопроводов и фильтров СВО-2; 4 – вода от циркуляционных петель главного циркуляционного контура; 5 – организованные протечки; 6 – насос; 7 – линия вывода теплоносителя на продувку; 8 – вакуумный бак; 9 – бак организованных протечек.

Оперативное обслуживание системы организованных протечек при нормальной эксплуатации заключается в периодическом контроле и поддержании в пределах расчетного диапазона тепломеханических параметров системы.

Одним из технологических мероприятий по защите персонала и населения от ионизирующих излучений при эксплуатации АЭС, а также радиационной безопасности АЭС является создание промконтуров охлаждающей воды.

Отвод теплоты от работающего на радиоактивной воде под давлением, превышающим в номинальных режимах давление технической воды, должен осуществляться через промежуточный контур (промконтур) во всех режимах работы. Для исключения возникновения радиоактивных загрязнений в технической воде, охлаждающей воду промконтура, давление в нем (промконтуре) поддерживается ниже, чем в системе технической воды.

На АЭС с ВВЭР-440 сложились названия систем промежуточного контура в зависимости от того, какой потребитель является преобладающим в системе:

промконтур ГЦН, охлаждающий теплообменники ГЦН, доохладитель продувочной воды главного циркуляционного контура, теплообменники специальных вентиляционных систем и другие потребители, определяемые проектом;

промконтур СУЗ, отводящий теплоту от автономных контуров охлаждения СУЗ и другого оборудования, определяемого проектом;

промконтур системы аварийного охлаждения зоны, предназначенный для охлаждения подшипников и подачи запирающей воды на уплотнения насосных агрегатов, входящих в САОЗ.

Для каждой группы оборудования система промконтура представляет собой замкнутый контур, состоящий из группы насосов, теплообменников, бака запаса воды, трубопроводов и арматуры. При возникновении неисправностей в системе промконтура, препятствующих нормальному охлаждению теплообменников главного циркуляционного контура или приводов СУЗ, ядерный реактор должен быть остановлен оператором в срок, определяемый главным инженером АЭС.

Система промконтура ГЦН ЯППУ с реактором ВВЭР-440 (рис.

9.21) состоит из трех насосов, дыхательного бака, теплообменников автономного контура ГЦН, других теплообменников, трубопроводов, арматуры и представляет собой замкнутый контур. Нормальный температурный режим работы промконтура поддерживается изменением расхода технической воды регулятором. Дыхательный бак промконтура играет роль буферной емкости, создавая постоянный подпор насосам, а также выполняет роль подпиточной емкости при заполнении системы в процессе работы. На трубопроводах до теплообменников и после них установлены датчики радиационного гаммаконтроля, сигнализирующие о поступлении радиоактивных веществ в промконтур.

Система промконтура ГЦН должна находиться в работе постоянно при работе хотя бы одного ГЦН при любой температуре первого контура или при температуре первого контура, выше 7 °С при неработающих ГЦН.

Система промконтура СУЗ ЯППУ с реактором ВВЭР-440 предназначена для охлаждения приводов АРК и исключения возможности проникновения радиоактивных веществ в техническую воду. Система промконтура СУЗ (рис. 9.22.) включает в себя дыхательный бак, три насоса, два теплообменника, два механических фильтра, 37 охладителей приводов АРК, трубопроводы, арматуру. Вода промконтура рабочим насосом прокачивается через механический фильтр, подается на охлаждение приводов АРК, а затем поступает в теплообменник промконтура, где охлаждается технической водой.

Нормальный температурный режим работы промконтура СУЗ поддерживается за счет изменения расхода технической воды регулятором.

Рис. 9.21. Система промежуточного контура ГЦН ВВЭР-440:

1–насос промконтура; 2–теплообменник промконтура; 3–дыхательный бак; 4– теплообменник оргпротечек; 5–теплообменник запирающей воды и автономного контура;

6–доохладитель продувки 1 контура; 7–теплообменник барботера.

Ввод в работу системы промхонтура СУЗ осуществляется при температуре первого контура более 80 °С. Основной режим работы системы – длительная работа приводов АРК при номинальных параметрах теплоносителя первого контура.

Система промкотура серийного энергоблока с ВВЭР-1000 (рис. 9.23) предназначена для отвода теплоты от теплообменников автономного контура ГЦН, корпусов уплотнения валов ГЦН, теплообменников запирающей воды ГЦН, охладителя протечек первого контура, доохладителя продувки первого контура, охладителей отбора проб, охладителя барботажного бака (охлаждение приводов СУЗ реактора серийного энергоблока – воздушное).

Теплота, отводимая водой промконтура от потребителей, передается технической воде в теплообменнике. Для бесперебойного охлаждения потребителей промежуточного контура в системе предусмотрено три насоса, один из которых находится в работе, а остальные в резерве. Один из резервных насосов может быть выведен в ремонт. Система промконтура вводится в работу при температуре первого контура выше 70 °С или перед включением ГЦН в работу.

В связи с тем что охладитель барботажного бака и охладители отбора проб подключаются только по мере надобности, насос промконтура работает в диапазоне подач от 400 до 600 м3/ч в пределах рабочей характеристики. При этом давление, создаваемое насосом, изменяется от 0,42 до 0,35 МПа.

Рис. 9.23. Система промежуточного контура ВВЭР-1000:

1– теплообменник промконтура; 2–насос; 3– дыхательный бак; 4– теплообменник автономного контура ГЦН; 5– теплообменник запирающей воды ГЦН; 6– отбор проб на датчики радиационного контроля; 7–охладитель протечек 1 контура; 8–охладитель барботера; 9–доохладитель продувки 1 контура; 10–охладитель отбора проб.

Контроль параметров системы ведется по приборам БЩУ, по месту установки оборудования, получением информации от УВС. В случае отклонения параметра за допустимые пределы и невозможности восстановления его нормального значения необходимо перейти на резервное оборудование, а неисправное оборудование отключить и вывести в ремонт. Не реже двух раз в смену старший оператор реакторного отделения обязан контролировать состояние помещений, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИП с целью своевременного обнаружения отклонений от условий нормальной эксплуатации и выявления дефектов.

9.7. Системы технологической газоочистки 9.7.1. Выбросы радиоактивных газообразных отходов АЭС в атмосферу При работе АЭС образуются три вида радиоактивных отходов: твердые, жидкие и газообразные.

Газообразные отходы после очистки и фильтрации рассеиваются в атмосфере через вентиляционные трубы с соблюдением нормативов по выбросу радиоактивных веществ.

Источниками образования газообразных отходов на АЭС с водоводяными реакторами являются; радиолиз воды; коррозия конструкционных материалов, газовые компенсаторы давления; подпитка теплоносителя; дефектные твэлы; химические добавки для поддержания заданного водного режима; ядерные реакции; радиолиз и терморадиолиз ионитов системы очистки первого контура.

Радиолиз воды заключается в разрушении молекул воды и растворенных в ней примесей под действием различных видов ионизирующего излучения и образования Н, ОН, Н2, Н2О2, О2, НО2, Н2О. Реакцию радиолиза для первого контура реактора с водой под давлением обычно записывают так:

В реакторах ВВЭР коррозия металла обычно сопровождается выделением водорода, часть которого входит в структуру металла, образуя гидриды, а часть диффундирует в воду первого контура, либо в окружающую среду.

При этом коррозия является достаточно мощным источником водорода, так как поверхности, омываемые теплоносителем, исчисляются тысячами квадратных метров.

На АЭС с реакторами ВВЭР в основном применяются паровые компенсаторы давления, которые в отличие от газовых не являются источниками газа. Для снижения поступления газов с подпиточной водой используют воду высокой чистоты с концентрацией кислорода меньше 0,02 мг/кг и термическую деаэрацию.

Химические добавки в воду первого контура вводятся для поддержания заданного водного режима. Некоторые добавки под действием высокой температуры и излучения реактора могут разлагаться, образуя газы.

При работе ядерного реактора в твэлах образуются газообразные продукты деления, часть которых диффундирует из объема горючего к поверхности сердечника и далее в зазор между топливом и защитной оболочкой или в специальный газосборник. При разгерметизации оболочки твэла часть этих газообразных продуктов или легколетучих продуктов деления выходит в теплоноситель.

В результате накопления на ионообменных фильтрах продуктов коррозии и деления возрастает их радиоактивность, в результате чего может происходить разрушение ионитов (в основном анионитов) с выделением продуктов термического и радиационного разрушения в фильтрах. При попадании в первый контур эти продукты претерпевают радиационно-химические превращения, давая в конечном итоге водород, азот, аммиак и углекислоту.

Кроме того, газообразные отходы возникают в результате дегазации разного рода протечек теплоносителя, выхода газов при водообмене в реакторе и при отборе проб воды. Так, на реакторах ВВЭР организованные протечки от ГЗЗ, уплотнений ГЦН отводят в деаэратор, откуда выделившиеся при дегазации радиоактивные газы и аэрозоли направляют в систему спецгазоочистки. При неорганизованных протечках радиоактивные газы и аэрозоли попадают в воздух помещений.

Отводимые из технологического оборудования газы, как правило, состоят из азота с примесью водяного пара, водорода, газообразных продуктов деления. Для реакторов ВВЭР объем этих газов равен 4 – 70 м3/ч.

Система обработки газообразных отходов (ГО) (рис. 9.24) включает в себя следующие виды очистки: от паров воды и водорода, от аэрозолей на аэрозольных фильтрах и йода на йодных угольных фильтрах.

Г – фильтр грубой очистки; А(И) – аэрозольный фильтр; РХС – радиохроматографическая система очистки газов.

Воздух, вентилируемый из основных и вспомогательных помещений АЭС в зависимости от удельной активности подвергается очистке на аэрозольных и йодных фильтрах либо выбрасывается в вентиляционную трубу, минуя систему очистки.

В состав газообразных радиоактивных выбросов входят инертные радиоактивные газы (ИРГ) (радионуклиды Кг, Хе), пары 3Н в газообразной форме, активационные газы (41Аг, 14С, 13N, 16N), галогены и радиоактивные вещества в твердой форме (продукты деления и активации).

Активность выбрасываемых газов снижают, задерживая их перед выбросом в трубу на время в течение которого происходит распад короткоживущих радионуклидов. Задержка проводится в специальных емкостяхгазгольдерах или в фильтрах-адсорберах, входящих в состав радиохроматографической системы (РХС) очистки газов.

Наиболее широкое распространение на отечественных и зарубежных АЭС с водо-водяными реакторами получила адсорбционная очистка технологических газов, в частности, способ динамической адсорбции радионуклидов ксенона и криптона в колонке, работающей в режиме непрерывного протока. Благодаря динамической адсорбции в активированном угле происходит задержка газов в течение времени от нескольких суток до нескольких десятков суток в зависимости от конструкции РХС, условий эксплуатации, массового числа радионуклида. Например, в системе газоочистки III и IV блоков Нововоронежской и Кольской АЭС рабочий объем адсорбера РХС составляет 20 м3, что о6еспечивает задержку Хе на 42 сут. и Кг на 3,5 сут. На АЭС «Ловиса» (Финляндия) в адсорбере объемом 40 м3 Кг задерживается в течение 10 сут. Временная задержка газообразных отходов во много раз уменьшает их активность, что эквивалентно улавливанию значительной части радионуклидов. Системы, основанные на этом способе, наиболее просты в техническом отношении и в то же время достаточно эффективны. Проточная колонна обеспечивает очистку в 102 – 104 раз, что позволяет поддерживать активносгь выбросов АЭС значительно ниже норм, установленных санитарными правилами. Система практически полностью адсорбирует содержащийся в газовых выбросах радиоактивный 131I, так как вместимость адсорбера по йоду и его соединениям очень велика.

Согласно требованиям ДСП 6-177-2005-09-02 и СП 88 на АЭС должны предусматриваться системы очистки выбрасываемого вентиляционного воздуха от радиоактивных аэрозолей и газообразных соединений йода. Степень очистки вентиляционного воздуха и технологических сдувок должна быть такой, чтобы выброс радиоактивных газообразных продуктов не превышал установленных значений (табл. 9.1.). Во всех случаях воздух из помещений зоны строгого режима должен выбрасываться во внешнюю среду через вентиляционную трубу высотой 100–150 м.

Очистка больших объемов вентиляционного воздуха от ИРГ экономически нецелесообразна и, как правило, в ней нет необходимости, так как их количество не превышает допустимого ДСП 6-177-2005-09-02, СП 88. Однако требуется очистка вентиляционного воздуха АЭС от аэрозолей, хотя массовая концентрация аэрозолей в этих случаях низка. Очистка воздуха от радиоактивных аэрозолей производится с помощью фильтров на основе специальных тонковолокнистых материалов (на наших АЭС наиболее распространены фильтрующие ткани на основе материалов ФПП и ФПА).

Среднесуточный допустимый выброс газообразных pадиоактивных про Примечание. Под термином долгоживущие нуклиды (ДЖН) условно понимается любая смесь средне- и долгоживущих радиоактивных аэрозолей, экспонированных на фильтре в течение одних суток и измеренных через одни сутки после снятия пробы. В исключительных случаях допускается в отдельные дни или несколько дней выброс радионуклидов, превышающий до 5 раз указанное в таблице значение допустимого суточного выброса при условии, что суммарный выброс за один квартал или три последних месяца не превысит соответствующего значения.

9.7.2. Система спецгазоочистки АЭС с реакторами ВВЭР Установка очистки газов служит для удаления радиоактивных загрязнений и технологических сдувок, поступающих из охладителя организованных протечек, баков "грязного" конденсата, системы дожигания водорода. Кроме того, периодически могут подключаться сдувки из аварийных гидроемкостей.

Система спецгазоочистки (СГО) технологически связана с системами технической воды, спецканализации, дожигания водорода и газовых сдувок.

Система СГО состоит из трех одинаковых взаимосвязанных ниток: основной рабочей, вспомогательной рабочей и резервной. В состав каждой нитки (рис. 9.25) входят три теплообменника, самоочищающийся фильтр 11, два цеолитовых фильтра (рабочий и резервный) 4, фильтр-адсорбер 6. Кроме того на общей линии сброса очищенного газа в вентиляционную трубу имеются газодувки 8. На общих линиях регенерации цеолитовых фильтров установлены два электронагревателя (рабочий и резервный) 3 и газодувка 9.

Слив конденсата из оборудования установки осуществляется в спецканализацию через бак-гидрозатвор 10. Забор воздуха из помещения в электронагреватели осуществляется через фильтры пыли 2.

Оборудование системы СГО. Все девять теплообменников выполнены конструкционно одинаковыми с поверхностью теплообмена 0,82 м2. Самоочищающийся фильтр предназначен для удаления из газового потока мелких капель влаги. Внутри фильтров расположены пакеты из стекловаты, которые загружаются в корпус фильтра после его гидроиспытаний. Набивка осуществляется вращением рукоятки. В процессе фильтрации капли влаги осаждаются на стекловате и стекают в нижний корпус, служащий конденсатосборником, а затем через штуцер конденсат отводится в бак-гидрозатвор.

Цеолитовый фильтр предназначен для глубокой осушки газа и представляет собой вертикальный цилиндр высотой 2400 мм, диаметром 370 мм и толщиной стенки 4 мм. Между двумя решетками внизу и вверху фильтра засыпан слой цеолита марки NaA, являющегося рабочим сорбентом. Очищаемый газ подводится вниз фильтра, проходит через слой цеолита в верхний сборный коллектор, откуда по трубопроводу подается на охладитель.

Фильтр-адсорбер представляет собой сборку из двенадцати секций, загруженных активированным углем марки СКТ-3. Секции собираются в две колонны по шесть в каждой и соединяются между собой последовательно. С целью увеличения площади фильтрации внутри каждой секции приварены перегородки из листовой стали, что делает ее многоходовой.

В верхнем днище имеются пять загрузочных лючков, которые завариваются после засыпки секции активированным углем. Адсорбер работает непрерывно и регенерации не требует. Срок службы угля 10 лет. Основной материал корпуса фильтра Ст. 3.

Бак-гидрозатвор предназначен для сбора и удаления влаги из системы и представляет собой вертикальную цилиндрическую емкость с двумя плоскими днищами.

Рис. 9.25. Принципиальная схема спецгазоочистки:

1 – атмосферный воздух; 2 – фильтр; 3 – электронагреватель; 4 – цеолитовый фильтр; 5,12 – теплообменник; 6 – фильтр-адсорбер; 7 – в вентиляционную трубу; 8, 9 – газодувка; 10 – бак-гидрозатвор; 11 – самоочищающийся фильтр; 13 – газовые сдувки.

Бак оборудован штуцерами для подсоединения трубопроводов заполнения чистым конденсатом, опорожнения и перелива в спецканализацию. Дренажные трубопроводы, отводящие конденсат из теплообменников и фильтров, заведены под уровень воды бака.

Газодувка 8 (марка газодувки Е21) представляет собой ротационную машину объемного действия типа Руто. Корпус газодувки сварной, выполнен из нержавеющей стали и состоит из цилиндра и двух патрубков с фланцами.

В параллельных расточках корпуса газодувки синхронно навстречу друг другу вращаются два ротора одинакового профиля с небольшими зазорами между собой и корпусом. Вращение ротора синхронизируется парой косозубых цилиндрических шестерен. Проточная часть газодувки отделена от подшипниковых узлов промежуточными полостями, уплотнена четырьмя бесконтактными кольцевыми уплотнениями из набора стальных и графитофторопластовых колец. Каждое уплотнение разделено двумя кольцевыми фонарями.

Газодувка 9 исполнения 1А, в отличие от газодувок Е21, имеет расположенные рядом проточную часть и узлы подшипников, неразделенные уплотнениями и, следовательно, является негерметичной.

Электронагреватель состоит из нагревательного блока, корпуса с теплоизоляцией и электрической части. Нагревательный блок собран из четырех кардиеритовых труб, внутри которых размещены спиральные нагреватели из проволоки диаметром 3,2 мм. Нагревательный блок размешается внутри теплоизолированного корпуса из нержавеющей стали.

Фильтр 2 – аэрозольный, типа В-04 с тканью ФПП-15-4,6 двухстороннего действия.

Газовые сдувки из оборудования собираются в общий коллектор и направляются в теплообменник 12, где их температура понижается до 35 °С.

Охлажденная парогазовая смесь подается в самоочищающийся фильтр для "грубой" осушки и очистки от аэрозолей. Сконденсировавшаяся в теплообменниках и фильтре влага по дренажным трубопроводам отводится в бакгидрозатвор и далее в спецканализацию. Затем газовая смесь поступает в рабочий цеолитовый фильтр, в котором происходит ее "тонкая» осушка за счет адсорбции влаги на цеолите. Выделившаяся в процессе поглощения влаги теплота отводится в теплообменнике 5, после чего сухой охлажденный газ поступает в основной элемент установки – фильтр-адсорбер. В адсорбере газ подвергается высокоэффективной очистке от радиоактивных изотопов йода ксенона и других радиоактивных газообразных продуктов. В зависимости от режима работы первого контура очищенный газ выбрасывается в вентиляционную трубу одной из газодувок 8. Расход газа через установку регулируется клапаном, расположенным на линии рециркуляции газодувок 8, и поддерживается таким, чтобы разряжение на входе в установку было постоянным и равным 0,09МПа. Все оборудование установки работает под разряжением, чтобы не допустить протечек радиоактивного газа во внешнюю среду. Однако и подсос воздуха в систему, особенно перед цеолитовыми и угольными адсорберами вреден. Атмосферный воздух содержит много влаги, которая "отравляет" уголь и сокращает цикл работы цеолитового фильтра.

Для обеспечения непрерывной осушки газа, подаваемого в фильтрадсорбер, в составе каждой нитки предусмотрено два цеолитовых фильтра, которые работают попеременно. Когда один фильтр занят в рабочем цикле, другой регенерируется, либо находится в резерве.

Режимы работы системы СГО. Система СГО может обслуживать два блока АЭС с реакторами ВВЭР-1000. При этом возможны следующие режимы работы системы с соответствующими расходами через рабочую нитку.

1. Нормальный режим при работе одного блока АЭС –6 м3/ч.

2. Нормальный режим при работе двух блоков АЭС – 12 м3/ч.

3. Режим регулирования мощности на одном блоке и пуска второго блока АЭС – 34,5 м3/ч.

4. Режим расхолаживания одного блока и нормальной эксплуатации второго блока АЭС – 60 м3/ч.

Во всех режимах работы первого контура как одного, так второго блоков АЭС в работе находится одна "нитка" СГО. Вторая "нитка" находится в "горячем" резерве, а третья – либо в резерве, либо в ремонте.

Под "горячим" резервом подразумевается такое состояние "нитки", которое позволяет при необходимости незамедлительно ввести ее в работу (все оборудование исправно, налажено, отрегулировано; цеолитовые фильтры отрегенерированы; влажность угля в адсорбере не выше 3 %, температура внутри фильтра-адсорбера не выше 25 °С; самоочищающийся фильтр загружен стекловолокном.

При вводе установки в работу собирается схема рециркуляции газодувки, бак-гидрозатвор заполняется чистым конденсатом, на теплообменники нитки подается техническая вода, проверяется концентрация водорода в системе. При концентрации водорода менее 2,5 % разрешается готовить технологическую схему включения в работу системы СГО, газовых сдувок.

Гидрозатворы баков "грязного" конденсата заполняются конденсатом и собирается схема последовательного отсоса газа из баков "грязного" конденсата, приямка организованных протечек, теплообменника организованных протечек. После этого собираются газовые схемы подключения нитки к системе газовых сдувок и подключения газодувки через малую расходомерную шайбу. В работу включается один из цеолитовых фильтров открытием вентилей на входе и выходе, к расходомерным шайбам подключаются датчики измерения расхода газа, к рабочей "нитке" подключаются влагомер и датчики разряжения. Газодувка включается в работу ключом со щита спецводоочистки (СВО). Расход газа через нитку устанавливается регулятором в зависимости от режима работы установки.

При повышении влагосодержания после рабочего цеолитового фильтра необходимо переключиться на резервный фильтр, а отработанный отрегенерировать.

Регенерация цеолита от влаги осуществляется нагретым до 350–400 °С воздухом. Для этой цели воздух с помощью газодувки с расходом не менее 30 м3/ч забирается из помещения, очищается от пыли фильтром и нагревается электронагревателем до температуры 350–400 °С. Затем горячий воздух продувается через отработанный цеолитовый фильтр в направлении, противоположном его рабочему току. Во время продувки фильтра горячим воздухом цеолит разогревается, влага десорбируется и вместе с воздухом поступает в теплообменник, конденсируется и отводится в спепканализапию через бак-гидрозатвор. Регенерация, считается законченной при достижении температуры воздуха на выходе из цеолитового фильтра 200–250 °С. Расхолаживание отрегенерированного цеолитового фильтра происходит при естественном остывании.

Фильтр готов к работе при температуре цеолита внутри него 50 °С, т. е.

примерно через трое суток после окончания регенерации. Запрещается охлаждение фильтра после регенерации путем прокачивания через него воздуха по регенерационной линии без включения электронагревателя.

Очистку газов в режиме расхолаживания первого контура расходом м /ч следует проводить на находящейся в резерве нитке. Это необходимо потому, что в случае резкого увеличения расхода газа через фильтр-адсорбер, находящийся в работе, произойдет "выдувание" ранее адсорбированных углем ИРГ, что приведет к повышенному выбросу их в атмосферу. В связи с тем, что ремонтные работы на трассе системы СГО при ее работе запрещены, при необходимости ремонта любой единицы оборудования рабочей нитки ее следует вывести из работы и включить в работу резервную нитку.

Оборудование системы должно быть отключено при обнаружении в элементах оборудования и трубопроводах системы трещин, пропусков и протеканий в сварных и фланцевых соединениях, при повышенной вибрации электродвигателя газодувки.

Все работы, связанные с разгерметизацией системы разрешается проводить только после ее продувки азотом. Производство ремонтных работ на оборудовании нитки разрешается при концентрации водорода в помещениях менее 1 %. Содержание водорода контролируется не реже 1 раза в 2 ч, и при увеличении концентрации водорода до 1,5 % работы следует немедленно прекратить, вывести людей и устранить причины увеличения концентрации водорода.

Так как в состав радиоактивных газообразных отходов входит водород, то при определенной его концентрации возможно образование взрывоопасной гремучей смеси. Поэтому в целях обеспечения взрывобезопасности из обрабатываемого газа следует удалить водород или снизить его концентрацию до взрывобезопасной добавлением азота. Последний метод более простой, но увеличивает количество газа, подлежащего дальнейшей переработке, т. е. приводит к усложнению и удорожанию системы газоочистки. Сократить объем дезактивируемых газов можно за счет сжигания водорода в специальной установке. Для сжигания водорода на АЭС применяются контактные аппараты емкостного типа, имеющие небольшое аэродинамическое сопротивление. В качестве катализатора используется шариковый платиновый катали затор ШПК-2, в последнее время больше применяется катализатор марки ОПК-2 по ТУ 6-02-7-81-76, содержащий меньше хлора. Для эффективного использования катализатора давление в системе сжигания поддерживается близким к атмосферному, а температура на входе в контактный аппарат не менее, чем на 20 °С выше температуры насыщения.

Рис. 9.26. Установка сжигания 1 – контактный аппарат; 2 – катализатор; 3 – электронаэлектронагреватель; 3 –газодувка; 4 – греватель; 4 – запорное устбуферная емкость; 5 –холодильник ройство; 5 – корзина; 6 – тергаза; 6 – конденсатор выпара; 7 – де- мометр; 7 – корпус; 8 – штуаэратор; 8 – бак протечек первого цер На АЭС с реакторами ВВЭР сжигание водорода из выпара деаэраторов, из сдувок бака протечек первого контура и барботера проводится на установке сжигания водорода, принципиальная схема которой приведена на рис.

9.26. Установка состоит из двух одинаковых технологических линий: рабочей и резервной. В состав каждой "нитки" входит конденсатор выпара, холодильник газа, буферная емкость, газодувка (рабочая и резервная), электронагреватели (рабочий и резервный) и контактный аппарат.

Основным компонентом газовой смеси, поступающей на контактный аппарат, является азот при незначительном содержании паров воды. Поэтому в некоторых режимах для сжигания водорода подается кислород, дозируемый автоматически в зависимости от количества поступающего водорода.

При некоторых режимах работы станции кислорода поступает больше, чем требуется для сжигания водорода. Повышенная концентрация кислорода ухудшает условия взрывобезопасности установки сжигания водорода и повышает пожароопасность угольных адсорберов РХС. Для уменьшения концентрации кислорода в циркуляционном контуре прекращается его дозировка и подается только водород.

Установка сжигания водорода на АЭС с ВВЭР достаточно отработана, режимы работы установки полностью автоматизированы: пуск, остановка, включение и отключение резервной линии происходит автоматически по показаниям датчиков.

При работе установки выпар из деаэратора (130 кг/ч) поступает с примесью газообразных продуктов деления направляется в холодильник газа и смешивается с азотом, циркулирующим по замкнутому контуру (газодувка – электронагреватель – контактный аппарат – холодильник газа – газодувка) с прохождении через электронагреватель газ нагревается, а в контактном аппарате происходит сжигание водорода. Избыток азота направляется на СГО.

В циркуляционный контур поступают также газы из барботера (азот с (азот, водород, кислород), который вентилируется частью циркулирующего азота.

Контактный аппарат (рис. 9.27) оборудован электронагревателем, который поддерживает аппарат в горячем состоянии на резервной нитке, и запорным устройством для выгрузки катализатора.

Во всех предусмотренных режимах работы теплообменное оборудование и электронагреватели установки позволяют поддерживать требуемые температуры, обеспечивающие эффективное сгорание водорода в контактном аппарате. Объемная доля водорода снижается с 2,5 % на входе в контактный аппарат до 0,02 % после него.

1. Перечислите источники поступления загрязнений в теплоноситель первого 2. Приведите описание схемы СВО-1 блока АЭС с ВВЭР-440, ее назначение, состав, работа и особенности эксплуатации.

3. Установка СВО-1 блока АЭС с ВВЭР-1000. Состав, назначение установки и отдельных элементов, работа, параметры теплоносителя в различных точках схемы, место размещения установки.

4. Установка СВО-2 блока АЭС с ВВЭР-1000. Состав, назначение установки точках схемы, работа установки, место ее размещения. С какими системами технологически связана?

5. Установки СВО-3 – СВО-7. Состав, назначение каждой, откуда поступает вода для очистки и куда направляется очищенная вода. Где размещаются 6. Система борного регулирования реактора ВВЭР-1000. Из каких подсистем состоит, состав каждой из них, назначение каждой из подсистем.

7. Система продувки-подпитки первого контура блока АЭС с технологически связана. Работа системы, основные этапы эксплуатации 8. Система организованных протечек блока АЭС с ВВЭР-1000. Назначение системы и отдельных узлов, от каких мест поступают протечки при работе блока, с какими системами технологически связана. Опишите ход воды в системе от поступления в нее до выхода из системы. Назначение линии рециркуляции на насосе системы оргпротечек.

9. Промежуточный контур. Назначение, перечислите названия промежуточных контуров блока АЭС с ВВЭР-440. Назовите состав и опишите работу промконтуров ГЦН и СУЗ блока АЭС с ВВЭР-440.

10. Система промконтура серийного блока с ВВЭР-1000. Назначение, какие приняты меры для бесперебойного охлаждения потребителей, когда вводится в работу система, как контролируются параметры работы системы.

11. Система технологической газоочистки. Источники образования газообразных отходов (ГО), куда деваются ГО, каков объем этих отходов на реакторах ВВЭР, какие виды очистки включает в себя система обработки ГО (на примере схемы обработки ГО).

12. Система спецгазоочистки (СГО) АЭС с ВВЭР. Назначение, с какими системами технологически связана. Описание принципиальной схемы СГО, состав оборудования, работа системы СГО.

13. Установка сжигания водорода. Назначение, какие способы обеспечения взрывобезопасности Вы знаете, каковы их особенности. Приведите описание установки сжигания водорода блока АЭС с ВВЭР-440.

10. СИСТЕМЫ БЕЗОПАСНОСТИ ЭНЕРГОБЛОКОВ

АТОМНЫХ СТАНЦИЙ

10.1. Принципы построения и структура СБ ЭБ АЭС Системы безопасности атомной станции предназначены для защиты персонала и населения от внешнего и внутреннего облучения, а окружающей среды – от загрязнения радиоактивными веществами в пределах допустимых норм в условиях нормальной эксплуатации и во всех аварийных ситуациях, включая запроектную аварию.

Для выполнения указанных целей СБ должны обеспечить:

–аварийную остановку реактора в любых возникающих аварийных ситуациях;

–поддержание реакторной установки в подкритическом состоянии;

–аварийный отвод тепла;

–удержание радиоактивных продуктов в предусмотренных зонах при любых аварийных режимах;

–уменьшение последствий запроектных аварий.

Надежность СБ обеспечивается высокой избыточностью (резервированием) для выполнения требуемых функций, а также высоким качеством изготовления, монтажа и эксплуатации. В качестве руководящего принципа при выборе кратности резервирования обычно используется принцип единичного отказа. Кратность резервирования в СБ должна быть такой, чтобы несмотря на единичный отказ функция безопасности была выполнена.

Единичный отказ постулируется в любом элементе любой СБ, но одновременно только один (проектные аварии).

Если в процессе развития аварии число независимых отказов СБ будет больше одного (запроектные аварии), то последствия такой аварии могут быть тяжелыми. Хотя вероятность таких событий и мала. Поэтому требования к надежности СБ предъявляются очень высокие.

Системы безопасности атомных станций в соответствии с их функциональным назначением разделяются на защитные, локализующие, обеспечивающие и управляющие.

Структура систем безопасности энергоблока с ВВЭР-1000. Перечень СБ, составленный на основании проекта энергоблока АЭС, следующий:

1. Системы аварийного охлаждения активной зоны реактора (САОЗ): "активная" часть САОЗ; "пассивная" часть САОЗ - система гидроаккумуляторов;

2. Система аварийного впрыска бора высокого давления;

3. Система аварийной подпитки высокого давления;

4. Система аварийной подачи питательной воды в парогенераторы.

5. Система защиты первого контура от превышения давления.

6. Система защиты второго контура от превышения давления.

7. Система удаления парогазовой смеси из первого контура.

II. Обеспечивающие системы.

8. Резервная дизель-электрическая станция.

9. Система аварийного электроснабжения.

10. Система технической воды группы "А".

11. Вентиляционные системы:

11.1. Рециркуляционная система охлаждения помещений САОЗ.

11.2. Рециркуляционная система охлаждения помещений трубопроводов САОЗ и проходок в днище герметичной оболочки.

11.3. Рециркуляционная система охлаждения помещений КИП и А I, II, III каналов систем безопасности.

11.4. Рециркуляционная система охлаждения помещений аварийных питательных электронасосов второго контура.

11.5. Приточно-вытяжная система вентиляции кабельных помещений I, II, III каналов СБ.

11.6. Система охлаждения помещений КИП и панелей.

11.7. Система охлаждения помещений распределительных устройств собственных нужд СБ.

11.8. Система кондиционирования воздуха резервного щита управления (РЩУ).

11.9. Система кондиционирования воздуха блочного щита управления (БЩУ).

III. Локализующие СБ.

12. Герметичная оболочка первого контура.

13. Система герметичных шлюзов, люков и проходок.

14. Спринклерная система.

IV. Управляющая СБ.

15. Система автоматического управления системами безопасности.

Большинство СБ энергоблока с ВВЭР-1000 состоят из трех независимых каналов. Каждый канал СБ имеет возможность выполнить полностью функции соответствующей СБ. При определении в проекте необходимого и достаточного количества независимых каналов СБ АЭС существенную роль играло то обстоятельство, что конечные участки магистралей защитных СБ (первого контура) от места врезки в первый контур до первого отсекающего органа могут являться причиной аварии. Это предопределило необходимость учета неэффективности одного из каналов даже в случае успешного запуска всех его механизмов и устройств.

Учитывая это обстоятельство и то, что критерии безопасности постулируют отказ одного "активного" защитного и "активного" локализующего устройства в момент аварии на АЭС, все СБ построены по принципу трех независимых каналов. Каналы всех СБ объединены в три независимых друг от друга общеблочных канала. Каждый канал состоит из функциональных групп защитных, локализующих, обеспечивающих и управляющих систем, которых по своей производительности, быстродействию и прочим факторам достаточно для обеспечения радиационной и ядерной безопасности АЭС в любом из режимов ее работы, включая режим запроектной аварии.

Независимость трех общеблочных каналов СБ достигается за счет:

–полного разделения каналов в технологической части;

–полного разделения каналов в части обеспечения электроснабжения и управления;

–территориального разделения.

Принципиальная схема одного канала СБ показана на рис. 10.1.

Рис. 10.1. Принципиальная схема канала системы безопасности 1 - гидроемкость САОЗ; 2 - бак запаса дистиллята; 3 - аварийный питательный насос; 4, 8 - баки запаса концентрированного раствора бора; 5 - насос техводоснабжения; 6 насос аварийной подачи бора высокого давления; 7 - насос аварийного впрыска бора; 9 приямок-бак; 10 - теплообменник САОЗ; 11 -насос аварийного расхолаживания;

Краткая характеристика работы общеблочного канала СБ ЭБ с ВВЭР-1000.

При работе энергоблока в стационарных режимах (на любых уровнях мощности) большинство СБ эксплуатируется в режиме ожидания, т.е. механизмы систем отключены, однако все схемы их управления готовы включить механизмы в работу в любой момент времени.

Во всех режимах, приводящих к аварийной остановке блока с использованием СБ (малая течь, когда условное отверстие течи имеет Д у < мм, или большая течь первого контура, когда Ду > 150 мм, включая МПа, разрыв паропровода, обесточивание и т.п.) запуск механизмов СБ осуществляется по одной программе независимо от характера и масштаба аварии.

Следует отметить, что в аварийных режимах, при которых не происходит обесточивание собственных нужд энергоблока, механизмы СБ включаются все одновременно, а при обесточивании и запуске дизель-генераторов включение механизмов СБ в работу осуществляется автоматически группами по ступеням, через определенные промежутки времени. Последовательность включения механизмов определена из условий, что работа различных технологических механизмов необходима не позднее определенного времени.

Для всех аварийных механизмов вводится запрет на их отключение оператором, до тех пор, пока не будет сформирован соответствующий разрешающий технологический импульс.

Механизмы СБ любого из общеблочных каналов включаются при формировании в соответствующем канале систем управления СБ одного из следующих аварийных сигналов:

– разность температуры насыщения и максимальной температуры в любой из 4-х горячих ниток петель первого контура меньше 283 К (10 °C);

– совпадение или последовательное прохождение сигналов по любому из 4-х парогенераторов "снижение давления в паропроводе больше 0,5 кгс/см2" (0,049 МПа) и "давление паропровода меньше 55кгс/см2" (4,91 МПа) и "разность температур насыщения первого и второго контуров больше 75 °С" ( К);

– давление в герметичном объеме больше 1,3 кгс/см2 (0,127 МПа);

– обесточивание секций собственных нужд энергоблока.

При работе ЭБ на номинальных параметрах СБ находятся в режиме ожидания, что не дает возможности осуществлять постоянный контроль за работоспособностью механизмов, относящихся к этим системам. Поэтому предусмотрена возможность проведения периодических опробований и испытаний СБ, а также периодического визуального осмотра оборудования СБ.

В соответствии с действующим регламентом эксплуатации, если при работе ЭБ на номинальных параметрах в результате осмотра, проведения опробования или ложного срабатывания какого-либо канала СБ обнаружен отказ элемента данного канала, который приводит к невыполнению заданных функций СБ (отказ канала СБ), указанный канал должен быть выведен в ремонт.

При этом два других канала системы должны быть опробованы. Если подтверждена работоспособность указанных каналов, разрешается проведение ремонтных работ на отказавшем оборудовании в течение 16 ч без изменения режима работы энергоблока. Если выявлен отказ в одном из двух каналов или продолжительность ремонта превысит 16 ч, энергоблок должен быть остановлен и РУ должна быть переведена в " холодное" состояние.

В соответствии с ОПБ-2000 и ПН АЭ Г-1-011-89 атомная станция удовлетворяет требованиям безопасности, если ее радиационное воздействие на персонал, население и окружающую среду при нормальной эксплуатации и проектных авариях1 не приводит к превышению установленных доз облучения персонала и населения и нормативов по выбросам и содержанию радиоактивных веществ в окружающей среде, а также ограничивает это воздействие при запроектных авариях2. Предельно допустимые дозы облучения персонала и пределы доз облучения населения, а также уровни по выбросам и содержанию радиоактивных продуктов в окружающей среде устанавливаются специальными нормами и Правилами для нормальной эксплуатации и аварий.

Проектная авария – авария, для которой проектом определены исходные события и конечные состояния и предусмотрены системы безопасности, обеспечивающие с учетом принципа единичного отказа систем безопасности или одной, независимой от исходного события, ошибки персонала, ограничение ее последствий установленными для таких аварий пределами.

Запроектная авария — авария, вызванная неучитываемыми для проектных аварий исходными событиями или сопровождающаяся дополнительными по сравнению с проектными авариями отказами систем безопасности сверх единичного отказа, реализацией ошибочных решений персонала, которые могут привсти к тяжелым повреждениям или к расплавлению активной зоны. Уменьшение последствий такой аварии достигается управлением аварией и/или реализацией мероприятий по защите персонала и населения.

Исходное событие – единичный отказ в системах АС, внешнее событие или ошибка персонала, которые приводят к нарушению нормальной эксплуатации и могут привести к нарушению пределов и/или условий безопасности эксплуатации В число устройств, обеспечивающих надежную работу реактора и безопасность населения прилегающего района как в нормальных условиях эксплуатации, так и в аварийных ситуациях, входят системы управления и защиты (СУЗ) реактора, контроля герметичности оболочек твэлов и первого контура, дренажа и спецводоочистки, вентиляции и фильтрации воздуха радиационно-опасной зоны. Для безопасности АЭС особо важное значение имеют системы аварийного охлаждения активной зоны ядерного реактора, ограничения масштаба радиационной аварии на АЭС и локализации (удержания) летучих продуктов деления, выходящих из активной зоны.

Высокая потенциальная опасность АЭС обусловлена главным образом продуктами деления ядерного топлива, накапливающихся в активной зоне работающего реактора. Пока в активной зоне обеспечен достаточный теплосъем, до 98 % радиоактивных веществ удерживается в твэлах. Значительный выход этих радиоактивных нуклидов за пределы первых защитных барьеров может произойти в случае сильного перегрева и оплавления ядерного топлива. Такой перегрев возможен в том случае, когда поток теплоты, генерируемой топливом, окажется больше снимаемой теплоносителем.

0собснностью ядерного реактора в сравнении с другими источниками тепловой энергии является длительное неуправляемое выделение теплоты в активной зоне вследствие распада продуктов деления после прекращения цепной реакции деления.

Если реактор до выключения работал на мощности Qтепл (МВт) в течении времени Т0 (с), то остаточное тепловыделение (МВт) в любой момент времени t (с) после выключения реактора можно определить по эмпирической формуле Погрешность этой формулы составляет ±25 % в диапазоне от 10 до с и ± 50 % в диапазоне от 10-1 до 108 с.

В первый момент времени после выключения реактора, когда t 150 мм, включая МПА) необходима такая система безопасности, которая была бы способна вступить в работу в первые моменты аварийного процесса, не допускать оголения активной зоны и функционировать до включения остальных систем СБ.

Все вышесказанное с учетом быстротечности процессов опорожнения первого контура при МПА и, как следствие, необходимости оперативной подачи большого количества воды в реактор для предотвращения повреждения оболочек TBЭЛ обуславливает необходимость применения гидроаккумуляторов САОЗ.

Система гидроаккумуляторов САОЗ является примером удачного конструкторского подхода к разработке систем безопасности, так как в ее основе лежит использование пассивных устройств, которые рекомендованы «Общими положениями обеспечения безопасности АЭС» (ОПБ-2000) для применения в системах безопасности АЭС и РУ.

В некоторых документах систему гидроаккумуляторов САОЗ называют еще пассивной частью САОЗ. Оборудование системы гидроаккумуляторов САОЗ согласно проекту имеет оперативную маркировку с латинскими буквами YT.

Система гидроаккумуляторов (рис. 10.7) состоит из двух независимых каналов. Один канал системы обеспечивает полное выполнение функций системы в аварийных ситуациях. Каждый канал состоит из двух идентичных по составу оборудования подгрупп и обеспечивает подачу раствора борной кислоты в верхнюю камеру смешения реактора (1-я подгруппа) и в кольцевое пространство, образованное внутренней поверхностью корпуса реактора и внешней поверхностью шахты, соединенного с нижней камерой смешения реактора (2-я подгруппа). Перечень основного оборудования одного канала системы представлен в табл. 10.1.

Критерием отказа системы является неспособность двух подгрупп системы выполнить возложенные на них функции.

Система гидроаккумуляторов функционирует в режиме "ожидание" при нормальном режиме работы РУ. В этом режиме запорные задвижки с автоматическим управлением на трубопроводе "гидроаккумуляторы-реактор" открыты и обеспечивается поддержание разницы давления между гидроаккумуляторами 60 кг/см2 (5,9 МПа) и реакторной установкой 160 кг/см2 (15, МПа) за счет закрытого положения двух обратных клапанов, установленных последовательно. Обеспечивается поддержание температуры раствора борной кислоты не менее 328 К (55 °С) в гидроаккумуляторах за счет работы блоков нагревателей в автоматическом режиме.

Предохранительные клапаны, установленные на гидроаккумуляторах обеспечивают поддержание давления в них на уровне 60 кгс/см2 (5,9 МПа).

Рис. 10.7. Принципиальная схема системы ГЕ САОЗ Давление в гидроемкостях обеспечивается за счет создания азотной подушки. При повышении давления в гидроаккумуляторах (возможные протечки из первого контура) до 62 кгс/см2 (60,9 МПа) открывается контрольный предохранительный клапан, при увеличении давления до 66 кгс/см2 (6, МПа) открывается рабочий клапан (ИПУ ГЕ). При снижении давления до кгс/см2 (5,9 МПа) оба клапана закрываются. Незакрытие одного из клапанов по какой-либо причине приводит к снижению необходимого давления в гидроаккумуляторах, т.е. к отказу соответствующего канала.

В аварийных ситуациях система начинает функционировать с момента снижения давления в первом контуре ниже 60 кгс/см2 (5,9 МПа), причем для включения системы в работу не требуется подвода энергии извне, что определяет "пассивность" системы. При снижении давления за счет образующегося положительного перепада давлений между гидроаккумулятором и реактором открываются обратные клапаны, и раствор борной кислоты поступает в активную зону реактора. При снижении уровня в гидроаккумуляторах меньше 1,2 м происходит автоматическое закрытие электрофицированных задвижек на трубопроводе "гидроаккумулятор - реактор". Электропитание указанных задвижек осуществляется от системы надежного электроснабжения, причем каждая из двух последовательно соединенных задвижек питается от различных каналов указанной системы. Незакрытие этих задвижек приводит к попаданию азота в реактор при авариях и может привести к образованию парогазового пузыря под крышкой реактора, который будет препятствовать заливу активной зоны реактора, что приведет к частичному или полному оголению активной зоны, разрушению оболочек твэлов.

Гидроемкость представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами (рис. 10.8.). Часть объема сосуда (~50 м3) заполнена раствором борной кислоты с концентрацией 16 г/кг, другая часть объема (~10 м3) заполнена азотом под давлением 6,0 МПа. На каждой гидроемкости установлено по два предохранительных клапана. Пропускная способность клапанов выбрана из условия непревышения расчетного давления при неконтролируемой подаче борного раствора в гидроемкости от системы аварийной подпитки.

В верхнем днище корпуса имеется люк-лаз для внутреннего осмотра при техническом обслуживании, уплотняемый с помощью откидной крышки с двумя никелевыми прокладками.

В нижней части корпуса имеется патрубок Ду 300 для приварки трубопровода САОЗ. Материал корпуса гидроемкости – сталь 22К с наплавкой по всей внутренней поверхности аустенитной нержавеющей стали 08Х18Н10Т.

Все внутрикорпусные устройства выполнены из нержавеющей стали. На трубопроводе Ду 300, соединяющем гидроемкость с реактором, установлены две быстродействующие задвижки, два обратных клапана и штуцер Д у 300 между ними для подключения напорного трубопровода от насосов аварийного расхолаживания, по одному штуцеру Д у 25 за каждым обратным клапаном (со стороны реактора) для подключения импульсных трубок замера давления, байпасные трубопроводы Ду 25 обратных клапанов с арматурой и дроссельной шайбой для контроля плотности обратных клапанов. Быстродействующие запорные задвижки предназначены для отключения гидроемкостей после срабатывания их в аварийной ситуации при снижении уровня в них до 1200 мм; при плановом снижении давления в первом контуре; при неисправности одного или обоих обратных клапанов; для осмотра, ремонта и ревизии.

Задвижки выбраны быстродействующими для того, чтобы при срабатывании гидроемкостей быстро отсечь поток воды и не допустить попадания азота в реактор. Время открытия-закрытия затвора задвижки – 10 с.

Эксплуатационные режимы САОЗ (пассивная часть). Для пассивной части САОЗ предусмотрены следующие эксплуатационные режимы:

1. Заполнение системы раствором борной кислоты. Данный режим предназначен для создания в гидроемкостях САОЗ запаса раствора борной кислоты после окончания ремонтных работ, связанных с дренированием всей системы. Заполнение системы осуществляется из бака системы аварийного ввода бора и контролируется по приборам БЩУ. В период заполнения системы в раствор должен вводиться гидразин-гидрат в количестве не менее мг/кг. Сдувки из гидроемкостей при их заполнении направляются в систему спецгазоочистки.

2. Приведение гидроемкостей САОЗ в эксплуатационное состояние.

Данный режим предназначен для создания эксплуатационных параметров сред в гидроемкостях САОЗ: давления – 6,0 МПа, уровня – 6500 мм при условии, что температура корпуса реактора не более 90 °С. Давление в гидроемкостях создается подачей азота давлением 6,0 МПа. При этом проводится поддренирование гидроемкостей в приямок организованных протечек для достижения номинального уровня.

3. Приведение САОЗ (пассивная часть) в эксплуатационное состояние.

Данный режим предназначен для подготовки системы к работе в процессе пуска энергоблока и предусматривает приведение системы в состояние, при котором она полностью способна выполнить возложенные на нее функции.

При этом проводится внешний осмотр трубопроводов, оборудования, КИП;

включение в работу блокировок, сигнализации, КИП; проверка блокировок в соответствии с инструкцией; проверка срабатывания предохранительных клапанов гидроемкостей САОЗ; подключение гидроемкостей САОЗ к первому контуру при достижении в нем давления 6,5 МПа; подключение гидроемкостей к системе пробоотбора.

4. Эксплуатация системы при нормальной работе реакторной установки предусматривает эксплуатацию САОЗ (пассивная часть) с момента подъема давления в первом контуре свыше 6,5 МПа при пуске энергоблока, при работе энергоблока на мощности, до снижения давления в первом контуре до 6,5 МПа при остановке и расхолаживании энергоблока. При нормальной работе энергоблока обслуживающий персонал обязан контролировать:

положение арматуры, параметры в гидроемкостях, давление между обратными клапанами, периодически проверять блокировки и сигнализацию, при необходимости корректировать уровень в гидроемкостях.

5. Эксплуатация системы при аварийных ситуациях на АЭС предусматривает эксплуатацию при возникновении аварийных ситуаций, связанных с потерей теплоносителя первого контура. При аварийном снижении давления в первом контуре на 0,1– 0,2 МПа ниже 6,0 МПа открываются обратные клапаны на линиях гидроемкости – реактор и раствор борной кислоты подается в реактор. При достижении уровня в гидроемкостях 1200 мм закрывается быстродействующая арматура. Дальнейший порядок действий персонала определяется конкретной ситуацией на АЭС.

Техническое обслуживание системы гидроаккумуляторов. Перед каждым пуском РУ из "холодного" состояния необходимо подтвердить работоспособность системы в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

При работе ЭБ на номинальных параметрах какие-либо опробования для подтверждения работоспособности системы не проводятся.

В период остановки ЭБ на ППР проводится осмотр всех узлов системы.

Требованиями по техническому обслуживанию гидроаккумуляторов предусмотрено их периодическое обследование и проведение ультразвукового контроля металла корпуса в процессе эксплуатации.