«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 ...»

Опробование одного из четырех гидроаккумуляторов производится один раз в 4 года перед пуском РУ, а также при замене обратных клапанов и запорных задвижек (Ду 300) или после проведения ремонтных работ, влияющих на их работоспособность.

В случае повреждений элементов канала, которые определяются по выходу контролируемых параметров за аварийные уставки (уровень, давление, температура), дальнейшая эксплуатация не допускается и ЭБ немедленно выводится в режим расхолаживания.

РУ должна быть остановлена в плановом порядке при течи из первого контура по линии организованных протечек и дренажей, превышающей м3/ч, в том числе и протечек через обратные клапаны пассивной части САОЗ.

10.2.3. Система аварийного впрыска бора высокого давления Система (рис. 10.4) предназначена для обеспечения подкритичности активной зоны в аварийных ситуациях, связанных с выделением положительной реактивности в активной зоне и сохранении при этом высокого давления в первом контуре (аварии, связанные с разрывом паропроводов второго контура).

Система состоит из трех независимых каналов, каждый канал системы, в случае возникновения аварийной ситуации, способен полностью обеспечить выполнение функций всей системы (рис. 10.4). В состав системы входят: насосы подачи бора, обратные клапаны, электрифицированные задвижки на трубопроводах линий рециркуляции и слива организованных протечек, на напорном трубопроводе и всасе насоса. В процессе нормального режима работы РУ система аварийного впрыска бора высокого давления эксплуатируется в режиме "ожидание".

При возникновении в цепях управления аварийных технологических сигналов происходит автоматическое включение насоса соответствующего канала системы и одновременно открываются электрифицированные задвижки на напоре насоса и на линии рециркуляции.

Насос начинает работать на линию рециркуляции, и подготовлена возможность работы насоса на первый контур.

Оперативный персонал оценивает сложившуюся аварийную ситуацию и при необходимости подачи насосами борированного раствора в первый контур, должен воздействием на ключ управления (БЩУ, РЩУ) дистанционно закрыть одну из двух задвижек на линии рециркуляции.

Под давлением перекачиваемой среды открываются обратные клапаны на напорном трубопроводе насоса и концентрированный раствор бора поступает в первый контур. При снижении уровня раствора бора в баке системы до уставки работы соответствующей блокировки насос отключается.

Необходимо отметить, что ложное включение в работу канала системы или проведение ее опробования может привести к остановке энергоблока при возникновении дополнительных отказов.

Техническое обслуживание системы аварийного впрыска бора высокого давления. Перед каждым пуском энергоблока должна быть подтверждена работоспособность всех трех каналов системы путем поочередного их опробования на линию рециркуляции.

При работе ЭБ на номинальных параметрах осуществляется следующее обслуживание системы:

1 раз в смену осмотр доступных элементов системы (находящихся вне герметической оболочки);

1 раз в месяц дистанционное (с БЩУ или РЩУ) включение насосов на линию рециркуляции;

1 раз в месяц автоматическое включение каналов системы по сигналу "обесточивание";

1 раз в год испытания в составе комплексного испытания систем безопасности с имитацией сигнала "технологическая авария".

При обнаружении отказа оборудования системы канал выводится в ремонт.

10.2.4. Система аварийной подпитки высокого давления Система (рис. 10.4) предназначена для охлаждения активной зоны реактора и обеспечивает ее подкритичность при малых течах первого контура. В соответствии с проектом система должна обеспечить подачу в первый контур раствора борной кислоты расходом 130 м3/ч и начальной концентрацией г/кг при давлении в первом контуре 90кгс/см2 (8,85 МПа). Система состоит из трех независимых каналов. Каждый канал системы в случае возникновения аварийной ситуации способен полностью обеспечить выполнение функций всей системы. В состав системы аварийной подпитки высокого давления входит: бак запаса концентрированного раствора борной кислоты; насос аварийной подпитки первого контура; сетчатый фильтр на всасе насоса; задвижки на всасывающем трубопроводе насоса, на напорном трубопроводе и линии циркуляции, на трубопроводе слива организованных протечек; обратные клапаны.

В процессе нормального режима работы РУ система аварийной подпитки первого контура эксплуатируется в режиме "ожидание".

При возникновении в цепях управления аварийных технологических сигналов происходит автоматическое включение насоса соответствующего канала и одновременно открываются электрифицированные задвижки на напоре насоса и на линии рециркуляции. Насос начинает работать на линию рециркуляции и подготовлена возможность работы насоса на первый контур.

Если в переходном процессе, обусловленном аварийной ситуацией (приведшей к формированию вышеуказанного сигнала), произойдет снижение давления в первом контуре меньше 110кгс/см2, то открываются два последовательных обратных клапана на напорном трубопроводе насоса и начинает осуществляться подача борированного раствора в первый контур. Суммарный расход раствора, подаваемого насосом системы, увеличивается (расход на линию рециркуляции и расход на линию подачи раствора в первый контур), блокировкой по увеличению расхода G = 70м3/ч закрывается задвижка на линии рециркуляции. Насос начинает подавать раствор борированной воды в первый контур. При снижении уровня (Н = 250 мм) в баке запаса раствора бора высокой концентрации (40 г/кг) происходит открытие задвижки на трубопроводе, который связывает всас насоса системы с трубопроводом, обеспечивающим подачу борированной воды из бака-приямка к насосу системы аварийного охлаждения активной зоны.

Ложное включение в работу канала системы или проведение его опробования не приводит к изменению стационарного режима работы РУ. Можно считать, что система выполнит свое функциональное назначение, если будет обеспечена подача насосами в первый контур перекачиваемой среды с вышеуказанным расходом в течение 10 ч (экспертная оценка).

Техническое обслуживание системы аварийной подпитки высокого давления. Перед каждым пуском энергоблока должна быть подтверждена работоспособность всех трех каналов системы путем поочередного их опробования на линию рециркуляции.

При работе ЭБ на номинальных параметрах осуществляются следующие виды обслуживания системы:

1 раз в смену осмотр доступных элементов системы (находящихся вне герметической оболочки);

1 раз в месяц дистанционное (с БЩУ или РЩУ) включение насосов на линию рециркуляции;

1 раз в месяц автоматическое включение каналов системы по сигналу "обесточивание";

1 раз в год испытания в составе комплексного испытания систем безопасности с имитацией сигнала "технологическая авария".

При обнаружении отказа оборудования системы канал выводится в ремонт.

В процессе работы системы по функциональному назначению или на линию рециркуляции осуществляется автоматический контроль за ее работоспособностью по следующим параметрам:

температура перекачиваемой среды не должна превышать 363 К температура в камере за гидропятой не должна превышать 343 К температура в камере торцевых уплотнений насоса не должна превышать 343 К (70 °С);

температура подшипников электродвигателя и насоса не должна превышать 358 К (85 °С).

Сигнализация об увеличении указанных параметров выведена на БЩУ и РЩУ.

При достижении предельных значений параметров автоматически формируется сигнал о разрешении дистанционного отключения канала системы. Если не остановить насосы при поступлении сигналов о значениях указанных параметров выше предельных, возможно механическое разрушение оборудования либо аварийная остановка насоса.

Следует отметить, что время работы канала системы на рециркуляцию ограничено, так как малые объемы перекачиваемой среды в баки запаса борного концентрата (15м3) приводят к ее быстрому нагреванию, в данном режиме до предельного значения. Время нагрева составляет приблизительно 10-20 мин.

10.2.5. Система аварийной подачи питательной воды Предназначена для подачи питательной воды в парогенераторы в аварийных ситуациях. Эта система должна обеспечить:

производительность насосов из условия подачи в парогенератор 150м /ч при давлении в нем 64кгс/см2 (6,3 МПа);

температуру подаваемой воды в диапазоне 293-313 К (20 – 40 °С);

объем воды в баках запаса обессоленной воды из условий обеспечения расхолаживания блока через БРУ-А до давления в первом контуре 15кгс/см (1,47 МПа).

Система состоит из трех независимых каналов. Каждый канал системы обеспечивает выполнение функций системы в полном объеме.

Отказом системы является событие, когда ни один насос системы не может подать воду по питательному трубопроводу в течение заданного времени (6 ч) ни в один ПГ, из которого есть возможность отводить пар через паросбросные устройства для обеспечения расхолаживания реакторной установки. Перечень основного оборудования системы приведен в табл. 10.2.

На рис. 10.9 представлена принципиальная схема аварийной подпитки ПГ.

При нормальном режиме работы ЭБ система эксплуатируется в режиме "ожидание". Каждый из трех аварийных питательных насосов системы подключен к своему баку запаса обессоленной воды. Два аварийных питательных насоса имеют схему подачи питательной воды в ПГ, которая позволяет одному насосу снабжать водой только два ПГ. Два канала системы имеют технологическую схему, позволяющую каждому каналу обеспечить водой по два ПГ. Третий канал системы может обеспечить подачу воды по всем четырем ПГ, причем на подводе воды к двум ПГ задвижки открыты ("неотключенные" парогенераторы), а к двум другим закрыты ("отключенные" парогенераторы).

Рис. 10.9. Принципиальная схема аварийной подпитки На каждом трубопроводе подачи питательной воды к парогенератору установлены задвижки, регулирующий и обратный клапаны. У ПГ предусмотрены специальные штуцера для подвода питательной воды от аварийных питательных насосов.

В случае необходимости аварийные питательные насосы включаются в работу автоматически программой ступенчатого пуска по аварийным сигналам или по сигналу "снижение уровня питательной воды" в любом из парогенераторов. Одновременно с подачей импульса на запуск насосов включаются в работу регуляторы, установленные на напорных трубопроводах подачи питательной воды в парогенераторы.

Техническое обслуживание системы аварийной подачи питательной воды в ПГ. Перед каждым пуском РУ из "холодного состояния" необходимо подтвердить работоспособность систем в соответствии с инструкцией по эксплуатации.

При работе ЭБ на номинальных параметрах проводятся следующие виды обслуживания:

1 раз в смену осмотр оборудования системы, находящегося вне герметичной оболочки;

1 раз в месяц опробование насосов и арматуры включением ключей управления с БЩУ (РЩУ);

1 раз в месяц опробование автоматического запуска насосов при имитации сигнала " обесточивание";

1 раз в год испытание каналов системы в составе комплексных испытаний СБ.

При обнаружении неисправности в канале системы, неисправный канал выводится в ремонт.

Следует отметить, что включение в работу насосов системы по ложному сигналу "снижение уровня питательной воды" в ПГ или при опробовании насоса на линию рециркуляции и непреднамеренное открытие задвижки на напорном трубопроводе насоса, которая при номинальном режиме работы ЭБ закрыта, может произойти подача холодной воды в ПГ, работающий на стационарном уровне мощности, которая приведет к снижению мощности ЭБ или к его аварийной остановке.

10.2.6. Система защиты первого контура ВВЭР- Предназначена для создания давления (подачей азота) в ГЦК при включении ГЦН при пуске РУ, поддержания давления в рабочих пределах при номинальном режиме и ограничения колебаний в переходных и аварийных режимах. Принципиальная схема системы представлена на рис.10. Рис. 10.10. Принципиальная технологическая схема системы компенсации Перечень основных узлов системы компенсации давления (КД) и критерии их отказов.

Р = (15,7 ± 0,3) МПа; Т - (619 ± 4) К, 274 °С; общий V = 79м3;

паровой Vп = 24 м3 ;

воды Vв = 55 м3 ;

расчетное давление Р = (17,7 ± 0,3) МПа;

срок службы-30 лет;

наработка на отказ - 22 000 ч;

критерий отказа - негерметичность (течь 5 т/ч);

блок электронагревателей ТЭН КД - 28 шт. (мощность блока ТЭН 83, 96,75 кВт); средний срок службы - 10 лет;

вероятность безотказной работы при наработке 25 циклов за 4 года - не менее 0,995, при наработке 200 циклов за 4 года - не менее 0,95.

Критерий отказа - несрабатывание; самопроизвольное открытие;

непосадка на седло.

Быстродействующие задвижки впрыска в КД YPI Критерии отказа - несрабатывание; самопроизвольное открытие;

незакрытие.

Функции - поддержание давления Р = (15,7 ±0,15) МПа с воздействием на ТЭН КД и задвижки впрыска.

Критерии отказа - невыполнение функций при стационарных и нормальных переходных режимах при исправных ОР и системах.

4800 мм ± 150мм в стационарных и нормальных переходных режимах, в аварийных - 4800 мм ± 250 мм.

Критерии отказа - невыполнение функций при исправных ОР и системах.

Предназначен для приема парогазовой смеси в режиме замены азотной подушки КД на паровую и приема пара при срабатывании ИПУ; Vа = 30м3 ;

Р = 0,7 МПа; Vв = 20м3.

Паровой компенсатор давления ВВЭР-1000 (рис. 10.11) представляет собой вертикальный сосуд. Корпус компенсатора давления состоит из цилиндрической обечайки, зоны отверстий, двух эллиптических днищ. В нижней части корпуса расположена обечайка с отверстиями для блоков нагревателей. Корпус КД выполнен из углеродистой низколегированной стали. Внутренняя поверхность корпуса плакирована нержавеющей сталью.

Внутрикорпусные устройства состоят из разбрызгивающего устройства 3, защитного экрана 7, опорной обечайки 9. Все узлы внутрикорпусных устройств выполнены из нержавеющей стали. Разбрызгивающее устройство предназначено для распыления воды по паровому объему для улучшения теплообмена при конденсации пара. Устройство состоит по 565 отверстий диаметром 4 мм каждое. Экран, изготовленный кронштейнах, защищает корпус от холодной воды, поступающей из разбрызгивающего устройства. Опорная обечайка фиксирует в рабочем положении (горизонтальном) блоки электронагревателей, предохраняет перетеканий среды при положительных и отрицательных возмущениях по объему первого контура, а также при работе электронагревателей образует контур естественной циркуляции. Обечайка, выполненная из листа толщиной 16 мм, приварена к нижнему днищу корпуса КД. В верхней части обечайки расположены отверстия с обоймами для установки блоков электронагревателей, в средней – отверстия для прохода среды при естественной циркуляции, а также для осмотра корпуса. Для осуществления дренажа объема, заключенного между обечайкой и корпусом, в нижнем торце обечайки имеются вырезы.

Блоки трубчатых электронагревателей предназначены для разогрева КД во время пуска и поддержания заданного уровня температур во время работы. Блоки электронагревателей установлены внутри компенсатора объема.

Блок выполнен в виде пучка из девяти трубчатых электронагревателей мощностью 10 кВт каждый. Электронагреватель представляет собой U-образную трубку из коррозионно-стойкой стали, внутри нее размещена спираль. Пространство между стенками трубки и спиралью заполнено спрессованной окисью магния (периклаз). Разъем блока уплотняется двумя прокладками (никелевой и асбестографитовой).

Опора КД – цилиндрическая, фланцевая, она выполнена из обечайки толщиной 45 мм и наружным диаметром 3480 мм. Опора приварена к кольцу нижнего днища. Опорная обечайка фланцем крепится к фундаментной плите анкерными болтами. В опоре сделаны четыре отверстия для циркуляции воздуха и два отверстия для вывода трубопровода.

Составной частью системы компенсации давления реакторной установки является барботер, который предназначен для приема и конденсации протечек пара через предохранительные клапаны компенсатора давления, пара, сбрасываемого через предохранительные клапаны при их проверке или авариях, а также паро-воздушной смеси, поступающей из компенсатора давления при разогреве установки.

Ниже приведена техническая характеристика парового компенсатора давления:

Рабочие параметры:

Расчетные параметры:

Параметры при гидроиспытании:

Параметры электронагревателей:

Мощность блоков, кВт:

Период гарантированной непрерывной работы, ч Размеры барботера выбирают, исходя из условий конденсации поступающего пара с расходом 150 кг/с в течение 8–9 с. Давление в барботере увеличивается до 0,5 МПа, температура – до 150 ° С. Поверхность охлаждения и расход охлаждающей воды достаточны для того, чтобы принимать пар протечек от клапанов с расходом 500 кг/ч во время эксплуатации барботера без повышения температуры воды в нем более чем на 60 °С.

Барботажный бак не обеспечивает конденсации всего количества пара, которое образуется при срабатывании предохранительных клапанов компенсаторов давления с расходом 150 кг/с при аварии продолжительностью более 8–9 с, сопровождающейся ростом давления в КД до 18 МПа или «непосадкой» предохранительных клапанов при снижении давления. Повышение давления в барботажном баке выше 0,5 МПа обусловливает срабатывание его разрывной мембраны и выброс пара под защитную оболочку реакторной установки.

Для предотвращения образования вакуума в трубопроводе, подводящем пар к барботажному баку, трубопровод соединен с газовым пространством защитной оболочки через обратный клапан. Уровень воды в барботажном баке поддерживается регулятором, который подает сигнал на поступление воды из системы чистого конденсата или дренирование воды барботажного бака в систему организованных протечек.

В газовом пространстве барботажного бака постоянная подача азота обусловливает поддержание небольшого избыточного давления, что исключает образование взрывоопасной смеси водорода. Азот отводится в систему газовых сдувок.

1 – сопло; 2 – барботирующее устройство; 3, 4, 6, 7, 8 – штуцеры для заполнения, дренажа, подвода азота и воздуха; 5 – змеевиковый теплообменник; 9 – люк; 10 – мембрана;

11 – опора.

Барботажный бак (рис. 10.12) представляет собой цилиндрический сосуд с двумя эллиптическими днищами. Корпус, днища, внутрикорпусные устройства и штуцеры выполнены из нержавеющей стали.

Отверстие люка одновременно является посадочным гнездом взрывной пластины (мембраны), которая предохраняет корпус от повышения давления свыше допустимого. Мембрана изготовлена из тонколистовой стали марки ОХ18Н10Т (ГОСТ 5632–72). Толщина мембраны должна удовлетворять следующему условию: при разрыве мембраны проходное сечение должно составлять не менее 0,33 м2. Объем барботера равен 30 м3, одна треть объема занята газовым пространством, а две трети – водой.

Для охлаждения воды в барботажном баке установлен змеевик с поверхностью теплообмена 28,5 м2. В водяном объеме барботажного бака (в его нижней части) размещены два распределительных коллектора. Конструктивно сопловое устройство выполнено со скачкообразным расширением проточной части. Барботер установлен на двух опорах, одна из которых допускает горизонтальное перемещение. Рабочей средой корпуса барботажного бака служит вода с концентрацией борной кислоты 16 г/кг и насыщенный пар. Рабочей средой парового коллектора служит вода с концентрацией борной кислоты 16 г/кг и насыщенный пар, рабочая среда для водяного коллектора – техническая вода.

Ниже приведена техническая характеристика ББ.

Давление, МПа:

Температура, °С:

Давление при разрыве предохранительной Давление, МПа:

Температура, °С:

Давление, МПа:

Рабочая температура, °С:

Масса барботера, т:

Режим нормальной эксплуатации системы КД Заполнение оборудования рабочей средой и уплотнение контура Заполнение первого контура водой осуществляется из баков деаэратора подпитки насосом системы продувки-подпитки. При этом контролируется появление уровня в КД до 11 060 мм (арматура впрыска открыта). После 10ти минутной выдержки воздушники закрываются, насос продувки-подпитки отключается. После осмотра и при отсутствии неплотностей и закрытия арматуры на сливе воды из первого контура насосом TK31S02 поднимается давление до 5 и 30 кгс/см2 (0,49 и 2,95 МПа).

Плановый разогрев - разогрев из холодного состояния со скоростью до 20 К/ч. В КД подается азот со скоростью не более 10 кгс/(см2/мин) (0, МПа/мин), поднимается давление первого контура до 20 кгс/см3 (1,96 МПа).

Уровень в КД поддерживается 10700 мм регулятором YPC03 (пусковым), воздействующим на клапаны системы подпитки. Включаются ГЦН и теплоноситель первого контура разогревается со скоростью не более 20 К/ч до 363К (90-120 °С). При этом открыта арматура на линии впрыска в КД.

При достижении температуры металла корпуса реактора 363-393 К (90С) проводятся гидроиспытания первого контура на плотность. Дальнейший разогрев первого контура проводится ГЦН и ТЭН КД со скоростью 20 К/ч. При этом закрыты вентили на линии впрыска YP11SO1, YP12S01.

Вентиль YP13S01 открыт, вода на впрыск подается по линии прогрева (байпас клапанов) по линии YP13S01 из холодной нитки циркуляционной петли.

В процессе разогрева давление в КД повышается до 30 кгс/см2 (2, МПа), уровень поддерживается увеличением расхода продувочной воды.

При температуре Т = 413 443 К (140170 °С), а в КД - 483 К (210 °С) производится замена азотной подушки на паровую. Периодически открываются вентили сдувки из КД в барботер. В процессе замещения азотной подушки уровень в КД снижается до 4 550 мм увеличением продувки. Фактором окончания замены азотной подушки при впрыске воды в КД, является рост уровня в барботере при проведении сдувки.

Разогрев первого контура заканчивается при температуре теплоносителя первого контура - 549,5 К (276,5 °С), давлении в первом контуре кгс/см2 (15,7 МПа), давлении насыщенного пара в ПГ - 62 кгс/см2 (6, МПа); разница температур между водой в КД и на выходе из реактора - не более 343 К (70 °С).

Датчики расхода, уровня и давления, не рассчитанные на давление кгс/см2 (19,6 МПа), отключаются. При давлении 180 кгс/см2 (17,7 МПа) блокируются ИПУ КД путем отсечения импульсных клапанов.

Насосом гидроиспытаний и изменением расхода подпиточной воды поднимается давление первого контура ступенями [35, 100, 180, 200 кгс/см (3,4; 9,8; 17,7; 19,6 МПа)] и производится осмотр на наличие неплотностей.

При испытании на прочность давление поднимается до 250 кгс/см2 (24, МПа) с 10-ти минутной выдержкой со скоростью подъема и снижения давления не более 10 кгс/см2 (0,98 МПа) в 1 мин.

Стационарный режим – это режим, при котором колебания мощности ЭБ составляют ±0,02 Nном, при этом ЭБ работает на мощности собственных нужд в режиме естественной циркуляции.

В стационарном режиме КД поддерживает давление в первом контуре с точностью ± 1,5 кгс/см2 (0,14 МПа) с помощью регулятора давления YPC01, получающего сигнал по давлению под активной зоной и действующего на электрические нагреватели и быстродействующие клапаны впрыска в КД.

Регулирующее действие осуществляется при уменьшении номинального давления ниже 158,5 кгс/см2 (15,6 МПа) посредством подключения групп электронагревателей. При давлении ниже 153 кгс/см2 (15 МПа) включены все группы. С ростом давления происходит последовательное отключение групп.

При нормальной работе включены одна-две группы для компенсации тепловых потерь. При росте давления выше 164- 166 кгс/см2 (16,1-16,3 МПа) последовательно открываются два клапана на трубопроводе впрыска в КД. При снижении давления до 163 – 161 кгс/см2 (16,0-15,8 МПа) клапаны последовательно закрываются.

Уровень поддерживается штатным регулятором YPC02 в стационарных режимах с точностью ±150 мм. В схему введены импульсы по расходам продувочной и подпиточной воды. Регулятор воздействует на регулирующие клапаны РК TK31S02, TK32S02. Нормально регулятор воздействует на РК TK31S02. При полном его открытии воздействие регулятора переключается на РК TK32S02. При полном закрытии TK32S02 происходит обратное переключение. Регулятор ТКС01 поддержания продувки на СВО-2 воздействует на РК TK32S02. В номинальном режиме - расход 40м3/ч, при "большом" борном регулировании - 65м3/ч.

Опробование предохранительных клапанов КД Опробование ПК КД осуществляется при пуске после проведения гидроиспытаний. Проверка ПК КД проводится при температуре первого контура 549 К (276 °С): отключаются регуляторы уровня и давления, уровень поднимается до 8 500 мм; подключением ТЭН КД со скоростью не более 10 кгс/см в 1 мин поднимается давление в первом контуре. При давлений в первом контуре 100-150 кгс/см2 (9,8-14,7 МПа) поочередно импульсом в 1-2 с проверяется открытие-закрытие импульсных клапанов YP21-23S03, 04 от ключей управления с БЩУ и РЩУ.

Вентилями отсекается импульсный клапан YP21S03, поднимается давление в КД до 185 кгс/см2 (18,2 МПа) и контролируется открытие импульсного клапана YP21S04 по сигнализации и основного контрольного клапана YP21S01 по снижению давления пара. При снижении давления до 170 кгс/см (16,7 МПа) контролируется закрытие импульсного и посадка основного клапана. Аналогично проверяется YP21S03. При поднятии давления до кгс/см2 (18,7 МПа) проверяются импульсные клапаны YP22S03, 04, YP23S03, 04 и основные YP22S01 и YP23S01 (рабочие); посадка клапанов осуществляется при давлении 180 кгс/см2 (17,7МПа).

Динамические режимы нормальной эксплуатации К динамическим режимам нормальной эксплуатации относятся следующие:

1) ложное срабатывание аварийной защиты реактора;

2) плановое отключение ГЦН;

3) включение ГЦН ранее не работавшей петли;

4) отключение ПВР и последующее включение;

5) ступенчатое снижение нагрузки со 100 до 50% Nном ;

6) ступенчатое повышение нагрузки с 50 до 100% Nном ;

7) сброс полной нагрузки со 100% Nном до мощности собственных нужд.

В нормальных режимах эксплуатации давление в первом контуре поддерживается с точностью ±1,5кгс/см2 (0,147 МПа) регулятором YPC01 посредством подключения (отключения) групп электронагревателей КД и открытием (закрытием) клапанов впрыска в КД аналогичного стандартному режиму. Уровень в КД поддерживается регулятором YPC02 в нормальных и переходных режимах с точностью ±150 мм аналогично стационарному режиму.

Плановое расхолаживание до холодного состояния Расхолаживание осуществляется из "горячего" состояния (параметры первого контура номинальные, реактор подкритичен, ГЦН остановлены, остаточное тепловыделение снимается посредством сброса пара через БРУ-К, работают все вспомогательные системы).

Реактор переводится в глубоко подкритичное состояние посредством доведения концентрации борной кислоты в теплоносителе до 16 г/кг (для равномерного перемешивания борной кислоты при ее вводе включаются ГЦН). Отключены ТЭН КД и регулятор давления первого контура. Снижение температуры первого контура со скоростью не более 303 К/ч (30 °С) обеспечивается работой БРУ-К, а при снижении давления в ПГ до 1 кгс/см2 (0, МПа) - водо-водяным режимом ПГ (до температуры 413 К, (140 °С). Скорость снижения давления первого контура не более - 10 кгс/см2 в 1 мин (0, МПа/мин).

Для снижения температуры КД включается регулятор расхолаживания КД YPC04 с воздействием на клапан впрыска YP12S02. При этом перепад температур между водой КД и водой на выходе из реактора поддерживается 343 К, (70 °С), при расхолаживании - до 413 К, (140 °С). После этого температура впрыскиваемой воды становится постоянной. Уровень в КД поддерживается регулятором уровня YPC02, оказывающим воздействие на клапаны TK31S02, TK32S02 системы подпитки.

Дальнейшее расхолаживание первого контура до температуры 333- К, (60-70 °С), проводится системой аварийного расхолаживания, а КД – впрыском воды от подпиточного насоса при уровне в КД 11060 мм.

При температуре теплоносителя на выходе из активной зоны 333-343 К, (60С), первый контур переводится в режим отвода остаточных тепловыделений.

Нарушение нормальных условий эксплуатации ВВЭР-1000 характеризуется следующим.

1. Обесточивание ГЦН, закрытие стопорных клапанов работающей турбины, полное обесточивание АЭС, прекращение подачи питательной воды в ПГ, неуправляемое извлечение группы ОР СУЗ из активной зоны, снижение концентрации борной кислоты в теплоносителе вследствие нарушений в системе борного регулирования, режим течи ПГ, внезапный переход на подпитку первого контура с температурой воды 333-343 К, (60-70 °С).

Во всех этих случаях происходит срабатывание аварийной защиты реактора по тем или иным факторам. В первом контуре происходят переходные процессы, во время которых (при несрабатывании A3 от первичного фактора) может срабатывать A3 при достижении следующих параметров в системе компенсации давления: повышении давления свыше 180 кгс/см2 (17,7 МПа);

снижении давления ниже 148 кгс/см2 (14,6 МПа) при Nр > 75% и давлении ниже 140кгс/см2 (13,7 МПа) при Np < 75% < Nном и температуре теплоносителя больше 533 К, (260 °С); снижении уровня в КД ниже 4 000 мм.

Для ограничения колебаний давления и уровня в КД при переходных процессах работают регуляторы давления YPC01 и уровня YPC02 (аналогично стационарным и динамическим режимам нормальной эксплуатации). Регулятор давления воздействует на открытие (закрытие) клапанов впрыска в КД и подключение (отключение) ТЭН КД. Следует отметить, что указанные режимы характеризуются быстрыми переходными процессами и роль ТЭН КД незначительна (количество тепла, вносимое ТЭН КД составляет 0,01 Wном ).

При нормальном функционировании регуляторов и исполнительных органов давление первого контура может достигать давления срабатывания предохранительных клапанов КД в режиме полного обесточивания АЭС.

Главный клапан контрольного ИПУ открывается при Р = 185 кгс/см2 (18, МПа), закрывается при Р = 170 кгс/см2 (16,7 МПа). Главные клапаны рабочих ИПУ открываются при Р = 190 кгс/см2 (18,7 МПа), закрываются при кгс/см2 (17,7 МПа) 2. Ложный впрыск в КД от штатного узла подпитки с температурой воды 333-343 К, 60-70 °С. Указанный режим характеризуется резким снижением давления первого контура. При отсутствии корректирующих мер давление первого контура достигает уставок срабатывания A3. При дальнейшем действии впрыска давление первого контура может снизится до значения, соответствующего вскипанию теплоносителя.

3. Ускоренное расхолаживание РУ со скоростью 333 К/ч, 60 °С/ч. Указанный режим реализуется при течи на неотключаемом участке первого контура, второго контура и ведется аналогично плановому расхолаживанию со скоростью 303 К/ч, 30 °С/ч.

1. Режим малой течи: разрыв трубопроводов первого контура Д у < 25мм; режим большой течи: разрыв трубопроводов первого контура Д у > 150мм, включая Ду 850.

При компенсируемой течи первого контура (разрыв трубопроводов первого контура Ду < 18 мм, 5 < G < 60 т/ч) проводится остановка и расхолаживание РУ в сроки, указанные ГИС. При неисправности регулятора уровня в КД YPC02, неисправности регулирующих клапанов системы подпитки ТК31, 32S02, отказе подпиточньх насосов возможно снижение уровня в КД до уставки срабатывания A3.

При некомпенсируемой течи первого контура (разрыв трубопровода Д у > 18мм, G > 60 т/ч) производится аварийная остановка оборудования. В этом режиме системы компенсации давления и подпитки не способны поддерживать уровень в КД и давление первого контура на номинальном уровне. В зависимости от величины течи, работы защит и оборудования и корректирующих мер возможны срабатывания A3 по следующим факторам:

1) снижение уровня в КД до 4000 мм;

2) снижение давления в первом контуре до 148 кгс/см2 (14,5 МПа) при Np > 0,75Nном или до 140 кгс/см2 (13,7 МПа) при Np < 0,75 Nном и Т > 533 К, 260 °С;

3) снижение разницы температуры насыщения первого контура и температуры теплоносителя по петлям менее 283 К, 10 °С;

4) повышение давления под герметичной оболочкой до 0,3 кгс/см2 (0, МПа). В режиме "малой" и "большой" течи ТЭН КД должны быть обесточены.

2. Непосадка предохранительного клапана ПГ, устройств сброса пара из ПГ, разрыв паропровода, трубопровода питательной воды ПГ, сборного коллектора острого пара, мгновенного заклинивания ГЦН, выброс ОР СУЗ при разрыве чехла привода.

Во всех режимах происходят быстрые переходные процессы, характеризующиеся изменениями различных параметров до уставок срабатывания A3. Система компенсации давления работает аналогично п.1 нарушений нормальных условий эксплуатации. Возможно повышение давления первого контура до уставки срабатывания предохранительных клапанов КД.

3. Непосадка предохранительного клапана КД на седло.

Режим характеризуется быстрым снижением давления первого контура, уровня в КД. Система компенсации давления не способна выполнять свои функции. Возможно вскипание теплоносителя, оголение активной зоны.

Предназначена для защиты второго контура от превышения давления в аварийных режимах и в режимах нарушения условий нормальной эксплуатации.

Система включает в себя сбросные устройства в конденсатор БРУ-К, в атмосферу БРУ-А, а также импульсные предохранительные устройства.

Критерием выполнения системой своих функций является обеспечение следующих требований:

недопущение роста давления в паропроводах в аварийных режимах выше кгс/см2 (8,65 МПа);

срабатывание клапанов и при отсутствии электропитания;

обеспечение защиты второго контура от роста давления при неработающих БРУ-А и БРУ-К.

На паропроводах от каждого ПГ установлено по два предохранительных клапана. Каждое импульсное предохранительное устройство состоит из основного и вспомогательного клапанов. Основной клапан типа ВАЗ-969-250/300-0- снабжен сервоприводом, управляемым рабочей средой посредством вспомогательного клапана. Импульсное предохранительное устройство ПГ настраивается путем установки груза на рычаг клапана. При отсутствии электрического тока на соленоидах вспомогательный клапан удерживается от срабатывания рычажно-грузовой системой и срабатывает от действия рабочей среды при повышении давления пара до величины настройки клапана.

условный проход, мм,

коэффициент расхода

пропускная способность, т/ч..

рабочая температура, К................

давление гидроиспытаний, МПа (кГс/см2) на прочность..

на герметичность

температура гидроиспытаний, К.........………... более 293;

масса клапана, кг

Суммарный расход через предохранительные клапаны, установленные на паропроводе от ПГ (1800 т/ч) превышает максимальную производительность ПГ и обеспечивает защиту системы при неработающих по каким-либо причинам БРУ-А и БРУ-К.

Защита ПГ от опасного роста давления осуществляется с помощью предохранительных клапанов. Первый клапан срабатывает при повышении в ПГ давления до 84 кгс/см2 (8,26 МПа), второй - при дальнейшем повышении до 86,4 кгс/см2 (8,5 МПа).

Схема системы защиты второго контура от превышения давления представлена на рис. 10.13. Система функционирует в режимах нарушения условий нормальной эксплуатации, т.е. в аварийных режимах.

При повышении давления пара импульс от электроконтактного манометра поступает в цепь управления электромагнитом открытия импульсного клапана (ИК). При открытии ИК пар поступает в камеру над поршнем и над седлом возникает усилие, поднимающее тарелку. Пар из паропровода поступает в ПК по двум боковым патрубкам и сбрасывается через нижний патрубок в атмосферу. При снижении давления пара в паропроводе от ПГ электроконтактный манометр включает ток в цепи электромагнита открытия и выключает в цепи электромагнита закрытия. ИК закрывается и прекращает доступ пара в ПК.

За счет выхода пара через дроссель на линии между ПК и ИК давление в поршневой камере падает до давления, близкого к атмосферному и ПК закрывается под действием пружины. Сброс пара через ИПУ осуществляется в атмосферу. Данная система обеспечивает защиту второго контура от роста давления при неработающих БРУ-А и БРУ-К.

Система защиты второго контура от превышения давления связана с системой паропроводов высокого давления. Отказы в других технологических системах не приводят к отказу данной системы. Открытие по ложному сигналу и непосадка ПК приводит к аварийной остановке блока.

Стопорные клапаны проверяются не реже 1 раза в год.

Отсечные задвижки должны расхолаживаться ежедневно.

Система выполняет ряд автоматических действий по командам системы локальных защит и блокировок:

главных паропроводов; 2 – быстродействующая редукционная установка БРУА; 3 – быстродействующая редукционная установка БРУ-РТД (резервирование –предохранительный клапан пароперегревателя-сепаратора; 7 – запорная арматура с электроприводом; 8 – регулирующая арматура с электроприводом; 1) по БЗОК (быстрозапорный отсечной клапан):

закрытие при совпадении сигналов: а) скорости падения давления в паропроводе за ПГ 0,5кгс/см2 (0,049 МПа), б) снижений давления во втором контуре в паропроводе от ПГ до 55 кгс/см2 (5,4 МПа);

закрытие при повышении активности пара на выходе из ПГ до 10-б Ки/л;

закрытие по сигналу срабатывания A3-1;

закрытие при повышении уровня в соответствующем ПГ до 570 мм;

при повышении давления в парогенераторе до 84кгс/см2 (8,26 МПа) срабатывает первый импульсный клапан, вызывая срабатывание первого основного предохранительного клапана. Одновременно на БЩУ подается сигнал;

при дальнейшем повышении давления до 86,4 кгс/см2 (8,5 МПа) срабатывает второй импульсный клапан, вызывая срабатывание основного второго предохранительного клапана;

при снижении давления до 70 кгс/см2 (6,9 МПа) все предохранительные клапаны закрываются;

она обеспечивает регулирование давления в ПГ по второму контуру при отказах или запретах БРУ-К, при закрытии отсечной арматуры на паропроводах и в режимах, когда производительность БРУ-К недостаточна;

при Р 67 кгс/см2 (6,6 МПа) на выходе из ПГ открывается клапан БРУ-А, включаясь в режим регулирования и поддержания давления в главном предохранительном клапане (ГПК) 71 кгс/см2 (7,0 МПа);

при давлении в ГПК 67 кгс/см2 (6,6 МПа) клапан БРУ-А принудительно закрывается. Для возможности принудительного расхолаживания блока в условиях обесточивания предусмотрено автоматическое снятие блокировки на принудительное закрытие БРУ-А через 30 мин после включения ступенчатого пуска;

условия работы БРУ-К аналогичны условиям работы БРУ-А с уставками срабатывания 63 кгс/см2 (6,2 МПа), поддержания -65 кгс/см2 (6,4 МПа). На БРУК накладывается запрет по условиям неготовности конденсатора турбины к сбросу из него пара.

Для контроля за оборудованием в условиях нормальной работы ЭБ на ЭЛИ РМОТ выведена необходимая информация по положению арматуры, в цифровом виде - по технологическим параметрам, сигнализация отключения параметров, положения регуляторов и их аварийного отключения, а также хода арматуры и остановки ее в промежуточном положении.

Информационная и логическая часть защит и блокировок выполнена по схеме " 2 из 3" для каждого оборудования, включая исполнительную часть.

Кроме того, установка последовательно с БРУ-А отсечной арматуры позволяет по командам оператора ликвидировать потерю пара из второго контура при ложном открытии БРУ-А, а также обеспечить периодическое поочередное опробование как собственно БРУ-А, так и его отсечной арматуры.

10.2.8. Система удаления парогазовой смеси из первого контура предназначена для удаления воздуха и парогазовой смеси из оборудования первого контура (реактора, компенсатора давления, парогенераторов) в барботажный бак и выполнена как защитная система безопасности.

Система может использоваться как в условиях нормальной эксплуатации, так и в аварийных ситуациях и относится к I категории сейсмостойкости. В авариях разрыва паропровода при отказе штатного подпиточного узла и предохранительных клапанов компенсатора давления, система используется для принудительного снижения давления в первом контуре.

Состав системы. Система состоит из трубопроводов, связывающих основное оборудование и барботажный бак, и установленной на них трубопроводной арматурой:

трубопроводы сброса из компенсатора давления;

трубопроводы сброса из реактора;

трубопроводы сброса из коллекторов парогенераторов.

Рис. 10.14. Схема удаления парогазовой смеси из первого контура - участки трубопроводов схемы; - трубопровод сброса с ИПУ; I, II, III схемы источников падежного питания Трубопроводы подключаются к воздушникам. Арматура запитана от трех независимых источников надежного питания (рис. 10.14).

Расчетные параметры системы: давление - 180 кгс/см2 (17,7 МПа), температура - 623 К, 350 °С.

Управление арматурой осуществляется оператором на БЩУ и РЩУ.

При пуске ЭБ система может быть использована для отвода воздуха из верхних точек оборудования при заполнении первого контура теплоносителем. После заполнения первого контура арматура системы должна быть закрыта оператором.

Автоматические воздействия на электроприводную арматуру не предусматриваются.

При работе ЭБ в номинальном режиме, а также в режиме расхолаживания работа системы не предусматривается.

В авариях с разрывом трубопровода возможно кипение теплоносителя в активной зоне реактора, а также образование водорода в результате взаимодействия воды с цирконием. Развитие аварии в указанном направлении может привести к отжатию теплоносителя и угрозе оплавления зоны. Сброс образовавшейся парогазовой смеси и тем самым снижение давления в первом контуре возможен при открытии арматуры на сбросе из КД или реактора.

При превышении давления в барботажном баке и разрыве мембраны произойдет выход продуктов под оболочку. Открытие арматуры осуществляет оператор с БЩУ и РЩУ, руководствуясь показаниями предусмотренного объема контроля. Надежность работы системы достигается как дублированием мест сброса - реактор, КД, так и резервированием -установкой арматуры на сбросе параллельно. Например, при отказе механической части (заклинивание) или отсутствии электропитания должна сработать хотя бы одна из арматур.

В зависимости от размеров аварии арматура и трубопроводы могут быть подвергнуты ревизии, на основании чего принимается решение об их замене.

Надежность работы оборудования СБ и соответствие его проектным характеристикам обеспечивается контролем качества на всех этапах изготовления, монтажа, проведением пусконаладочных работ и контролем за состоянием оборудования системы во время эксплуатации.

Объем работ определяется документацией по контролю качества, пусконаладочной документацией, инструкциями и нормативной документацией.

Качество изготовления и монтажа оборудования обеспечивается за счет контроля соответствия чертежам, техническим условиям и нормативным документам.

В процессе изготовления оборудование подвергается следующим видам контроля:

входной контроль материалов и полуфабрикатов;

операционный контроль;

приемочный контроль.

В процессе монтажа осуществляются:

входной контроль;

контроль качества сварных соединений;

контроль габаритных, установочных и присоединительных размеров;

контроль правильности монтажа на стадии изготовления и после монтажа производится путем гидравлических испытаний оборудования системы и его элементов.

На стадии пусконаладочных работ проводятся испытания оборудования систем в целом с оформлением отчетной документации по ходу испытаний и готовности оборудования для эксплуатации.

Назначенный проектом контроль по ходу испытаний и готовности оборудования системы и в процессе эксплуатации обеспечивает своевременное обнаружение дефектов за счет:

измерения параметров по приборам;

проверки состояния металла, сварных швов при периодических ревизиях.

Периодические ревизии при каждой перегрузке топлива предусматривают визуальный осмотр оборудования.

Один раз в четыре года выполняются следующие виды проверок:

– визуальный осмотр;

– цветная или магнитопорошковая дефектоскопия;

– гидроиспытания на прочность или плотность.

Ремонтопригодность оборудования обеспечивает возможность проведения дезактивации.

Обеспечивающие СБ выполняют функции снабжения СБ рабочей средой и энергией и создают условия их функционирования при проектных авариях. Обеспечивающие СБ обязаны функционировать при не зависимых от исходного события отказах.

10.3.1. Резервная дизельная электростанция (РДЭС) Предназначена для снабжения электроэнергией потребителей СБ в аварийных режимах. При разработке РДЭС к ней предъявляются следующие основные требования:

1) обеспечить быстрый прием нагрузки в течение 10 с в условиях прохождения аварийных режимов;

2) элементы РДЭС должны иметь возможность их периодического испытания для выявления работоспособности;

3) кратковременный ремонт РДЭС может проводиться во время работы ЯР на мощности;

4) при опробованиях РДЭС не должна терять своих функциональных свойств;

5) в аварийных режимах РДЭС должна работать в течение требуемого для преодоления аварии времени;

6) качество вырабатываемой РДЭС электроэнергии должно соответствовать нормируемым параметрам по напряжению и частоте.

Для каждого ЭБ АЭС в РДЭС предусмотрена установка в трех изолированных ячейках по одному дизель-генератору (ДГ) мощностью 6,3 МВт напряжением 6,3 кВ. Каждая ячейка РДЭС представляет собой одноагрегатную электростанцию, выполняющую функции одного канала обеспечивающей СБ. Ячейка РДЭС оборудуется автономными системами топлива, охлаждения, масла, пускового воздуха, отопления, вентиляции, электроснабжения СН, оперативного тока, управления и контроля.

РДЭС полностью автоматизирована и предусматривает запуск и работу без постоянного обслуживающего персонала в течение 240 ч. Для поддержания дизеля в постоянной готовности к пуску служит система "горячего резерва", работа которой также автоматизирована. Запуск дизелей осуществляется сжатым воздухом, который хранится в двух баллонах. Запаса воздуха достаточно для шести последовательных пусков, пополнение баллонов сжатым воздухом предусмотрено от двух автоматизированных компрессоров.

Для обеспечения высокой надежности пуска каждый ДГ оборудован дублированной схемой запуска. Запуск осуществляется по сигналу от управляющих СБ, предусмотрена также возможность дистанционного запуска ДГ с БЩУ и РЩУ АЭС и местного щита РДЭС.

Управление ступенчатым подключением нагрузки к ДГ осуществляется автоматикой АЭС.

Вся сигнализация по каждой ячейке РДЭС о выходе контролируемых параметров за установленные пределы сводится в два обобщенных сигнала, выдаваемых на БЩУ и РЩУ АЭС - "неготовность" и "неисправность".

Периодические проверки работоспособности ДГ проводятся совместно с проверкой технологических каналов СБ путем их запуска. Опробование ДГ осуществляется не реже одного раза в месяц, в течение 30 мин под нагрузкой не менее 30% номинальной мощности ДГ в присутствии на РДЭС обслуживающего персонала.

10.3.2. Системы аварийного электроснабжения (САЭ) САЭ предназначена для обеспечения электроснабжения потребителей СБ АЭС во всех режимах работы АЭС, в том числе при потере рабочих и резервных источников питания от энергосистемы. В состав САЭ входят автономные источники электропитания, распределительные и коммутационные устройства.

Основные требования, которым должна удовлетворять эксплуатация САЭ, изложены в следующих документах:

1. "Общие положения по устройству и эксплуатации систем аварийного электроснабжения атомных станций".

2. "Руководство по техническому обслуживанию резервных дизельных электрических станций АЭС".

3. Типовые инструкции по испытаниям и опробованиям дизельгенераторов, а также другие НД, действующие в ядерной энергетике.

САЭ АЭС принимается в эксплуатацию до момента физического пуска ЭБ.

Подсистемами (элементами) САЭ АЭС являются: дизель-генераторы, агрегаты бесперебойного питания (АБП), аккумуляторные батареи, автоматика, обратимые дизель-генераторы, автоматика ступенчатого пуска механизмов при обесточивании собственных нужд АЭС. Так как САЭ является дежурной системой, она находится в режиме постоянной готовности к обеспечению электроснабжения СБ. Этот режим включает в себя:

1) регулярные осмотры оперативным персоналом находящегося в работе оборудования и контроль за его состоянием по проектным средствам измерений и диагностики;

2) периодические освидетельствования и проведение периодических испытаний оборудования САЭ на соответствие проектным показателям в режимах, максимально имитирующих аварийные или близкие к ним, если условия безопасности ограничивают возможность прямых и полных проверок.

Дизель-генераторы резервной дизель-электростанции (РДЭС) в режиме "Ожидание" находятся в постоянной готовности к автоматическому и дистанционному запуску с БЩУ, по месту и автоматическому принятию нагрузки. Аккумуляторные батареи САЭ также должны быть полностью заряжены, готовы к работе и находиться в режиме подзаряда от выпрямительных устройств.

Подключение непроектных потребителей к секциям и сборкам САЭ независимо от режима работы ЭБ и состояния САЭ, даже временное, запрещается.

Опробования и испытания подсистем САЭ проводятся по графику, утвержденному ГИС. При их проведении должны выполняться условия, которые не позволяют привести к нарушению пределов безопасной эксплуатации АЭС.

Ежегодно в период остановки ЭБ на плановый ремонт или перегрузку топлива САЭ подвергается комплексным испытаниям с запуском механизмов по обесточиванию собственных нужд и от аварийного технологического сигнала (МПА).

Техническими и организационными мерами должен быть исключен несанкционированный доступ в помещения и сооружения, в которых размещены подсистемы (оборудование САЭ). Также должны быть приняты меры по недопущению несанкционированного изменения положения ключей управления автоматикой и блокировками питающих элементов САЭ.

При работе на мощности ЭБ допускается вывод из работы одного канала САЭ с обязательным выполнением требований технологического регламента по эксплуатации ЭБ АЭС и на время, определенное технологическим регламентом. При этом должна быть подтверждена работоспособность других каналов СБ.

Для анализа состояния оборудования САЭ на АЭС фиксируются:

1) случаи возникновения аварийных ситуаций, связанных с повреждением, выходом из строя и нарушениями в работе САЭ;

2) случаи отказов при эксплуатации оборудования САЭ, сопровождающиеся нарушением требований технологического регламента, инструкций по эксплуатации, условий безопасной эксплуатации АЭС;

3) ресурс оборудования САЭ.

Сведения и результаты анализа должны обобщаться эксплуатирующей организацией.

Оборудование САЭ размещается в помещениях I, II и III категории. К I категории помещений относятся сухие отапливаемые помещения с наличием незначительной вибрации и запыленности, в которых отсутствуют ударные воздействия (БЩУ, ЦЩУ, МЩУ). В помещениях II категории имеется большой диапазон колебаний температуры окружающего воздуха с наличием незначительной вибрации, одиночных ударов, возможностью существенного запыления (панели РУСН 0,4 кВ, релейные отсеки КРУ-6кВ). К III категории помещений относятся помещения с наличием большой вибрации (камера АГП, зоны вблизи вращающихся машин).

10.3.3. Системы технического водоснабжения (СТВ) АЭС СТВ служит для отвода значительного количества тепла от конденсаторов турбин, газоохладителей и маслоохладителей электрогенераторов, питательных насосов, боксов ПГ и других устройств. Кроме решения задачи теплоотвода от различного оборудования СТВ обеспечивает водой систему водоподготовки и различные санитарно-бытовые устройства.

Расход охлаждающей технической воды для одного ЭБ АЭС составляет (710)104 м3/ч. При аварийных режимах работы ЭБ необходим дополнительный большой расход технической воды, который составляет 1300-2000 м3/ч на один ЭБ.

Основными потребителями охлаждающей воды на АЭС являются конденсаторы турбин, причем для них требуется наиболее глубокое охлаждение воды. Как правило, для конденсации пара, отработавшего на турбине, используются поверхностные трубчатые конденсаторы, в которых техническая охлаждающая вода двигается в трубках, пар же конденсируется в межтрубном пространстве. Расход воды через конденсатор при заданной мощности зависит главным образом от начальной температуры воды, поэтому с точки зрения экономичности СТВ более выгоден забор воды из водоема с наиболее низкой температурой.

Источниками технического водоснабжения могут быть различные естественные (реки, озера, моря) и искусственные водоемы. Если в СТВ используется морская вода, то ее прямое применение возможно лишь для охлаждения конденсаторов турбин и различных газо- и маслоохладителей. В этом случае система водоподготовки и санитарно-бытовые устройства АЭС подключаются к другому источнику водоснабжения или используются опреснительные установки.

На АЭС используются прямоточные, оборотные и смешанные СТВ.

Прямоточная СТВ располагается рядом с весьма крупным естественным водоемом. Холодная вода забирается непосредственно из водоема, в него не сбрасывается нагретая вода. При такой системе не предусматриваются какие-либо искусственные сооружения для охлаждения воды. Нагретая вода сбрасывается ниже по течению (если водоем - река) или на достаточном удалении (не менее 40 м) от места водозабора (если водоем - озеро или море).

Это делается для предотвращения подмешивания теплой воды к холодной.

Существенным недостатком прямоточной СТВ является тепловое загрязнение окружающей среды, т.е. повышение температуры водоема, куда сбрасывается подогретая вода, что может вызвать нарушение экологического равновесия в водоеме.

Прямоточная СТВ может применяться, если минимальный дебит водоема, по крайней мере, в 2-3 раза превышает потребность АЭС в охлаждающей воде и если АЭС расположена не выше 10-15 м над уровнем водоема.

Прямоточная СТВ наиболее проста и, как правило, в несколько раз дешевле оборотной.

В оборотной СТВ вода, циркулирующая по замкнутому контуру, нагревается в теплообменниках (конденсаторах турбин, газо- и маслоохладителях и т.п.), а затем охлаждается, проходя охладитель. Охладителями служат градирни, брызгальные бассейны и пруды-охладители. Оборотная СТВ применяется при малом дебите водоема, а также в тех случаях, когда АЭС расположена на значительном удалении от него или на такой высоте от водной поверхности, когда применение прямоточной СТВ затруднительно.

Наиболее часто используются пруды-охладители. Как правило, это искусственные сооружения, образованные путем перекрытия плотиной небольшой реки с малым дебитом. Требуемая активная площадь пруда, т.е.

площадь, по которой осуществляется циркуляция воды, составляет 8 –10 м на 1 кВт установленной мощности. Активная площадь меньше полной площади пруда, так как обычно имеются застойные зоны, вода в которых практически не участвует в циркуляции.

Существенную экономию площадей по сравнению с прудами-охладителями позволяют получать брызгалъные бассейны. В них вода распыляется соплами в воздухе над бассейном. Чем меньше размер капель воды, распыляемой соплами, тем выше степень охлаждения. В настоящее время применяются сопла, обеспечивающие размер капель 1,5-1,8 мм при давлении перед соплами 0,5-0,7 МПа. Для более тонкого распыления требуется большой напор перед соплами, что ведет к соответствующему росту энергозатрат.

Еще более компактными охладителями при оборотной СТВ являются градирни. Градирня (рис. 10.15) представляет собой башню, выполняемую обычно из бетона. В нижней части башни расположено оросительное устройство, а верхняя часть служит для создания воздушной тяги. В верхнюю часть оросительного устройства подается нагретая вода, которая в виде капель или пленок стекает вниз навстречу восходящему потоку воздуха. Охлаждение воды осуществляется за счет испарения и конвекции. Охлажденная вода собирается в бассейн, расположенный в основании градирни.

Земельные площади, необходимые для сооружения охладителей при оборотной СТВ, уменьшаются в 30-40 раз при переходе от прудовохладителей к брызгальным бассейнам и в 180-400 раз при переходе к градирням. Однако пруды-охладители обладают рядом важных преимуществ перед прочими охладителями оборотной СТВ: сравнительная дешевизна и простота. Кроме того, пруды требуют меньшего расхода энергии на привод циркуляционных насосов, так как отсутствует гидравлическое сопротивление самого охладителя.

В ряде случаев могут применяться смешанные СТВ, в которые входят элементами и прямоточная, и оборотная системы. Необходимость в применении смешанной СТВ может возникнуть, например, при расширении действующей АЭС, когда существующая прямоточная СТВ не в состоянии обеспечить необходимые расходы охлаждающей воды, а также в случае сильных сезонных колебаний дебита водоема прямоточной СТВ.

При эксплуатации СТВ должны быть обеспечены:

1) бесперебойная подача охлаждающей воды нормативной температуры, в необходимом количестве и требуемого качества;

2) предотвращение загрязнений конденсаторов турбин, теплообменного оборудования и трубопроводов СТВ;

3) выполнение требований правил и норм по охране окружающей среды.

Для предотвращения образования отложений в трубках конденсаторов турбин и другого теплообменного оборудования, коррозии, " цветения" воды или зарастания водохранилищ-охладителей высшей водной растительностью должны проводиться профилактические мероприятия. Выбор этих мероприятий должен определяться местными условиями, их эффективностью, допустимостью по условиям эксплуатации теплообменного оборудования, охраны окружающей среды.

Очистка теплообменного оборудования, циркуляционных водопроводов и каналов проводится по мере необходимости. Уничтожение высшей водной растительности и борьба с "цветением" воды в прудахохладителях химическим способом допускается только с разрешения соответствующих органов Государственного надзора.

Важной частью эксплуатационных мероприятий на АЭС является борьба с накипью охлаждающей воды. В системе оборотного технического водоснабжения с градирнями и брызгальными бассейнами в случае накипеобразующей способности охлаждающей воды при эксплуатации АЭС осуществляется:

1) подкисление либо фосфатирование воды или комбинированные методы ее обработки: а) подкисление и фосфатирование; б) подкисление, фосфатирование и известкование и др.;

2) при подкислении добавочной воды серной и соляной кислотами щелочной буфер необходимо поддерживать в ней не менее 1,0-0,5 мг-экв/кг;

3) при вводе кислоты в циркуляционную воду щелочность в ней должна быть не ниже 2,0-2,5 мг-экв/кг 4) при применении серной кислоты необходимо следить, чтобы содержание сульфатов в циркуляционной воде не достигло уровня, вызывающего повреждение бетонных конструкций или осаждение сульфатов кальция;

5) при фосфатировании циркуляционной воды содержание в ней фосфатов в пересчете на РО43– нужно поддерживать в пределах 2,0-2,7 мг/кг.

При применении оксиэтиленфосфатной кислоты содержание ее в циркуляционной воде в зависимости от химического состава должно поддерживаться в пределах 0,25-0,4 мг/кг. В продувочной воде содержание этой кислоты необходимо ограничивать по ПДК до 0,9 мг/кг.

В системе оборотного водоснабжения с прудами-охладителями водообмен осуществляется в период лучшего качества воды в источнике подпитки. При накипеобразующей способности охлаждающей воды, а также при наличии в ней ила, песка и гидробионитов, которые могут осаждаться в трубах теплообменного оборудования, с вводом первого ЭБ АЭС обязательным является ввод в эксплуатацию системы шариковой очистки с эластичными губчатыми шариками для конденсаторов турбин.

Для периодической промывки конденсаторов турбин и других теплообменников должны быть предусмотрены установки кислотной промывки и очистки промывочных растворов.

При обрастании СТВ (поверхностей грубых решеток, конструкционных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском дрейсены или другими микроорганизмами должны применяться необрастающие покрытия, проводиться промывки трактов горячей водой. Допускается применение и других, в том числе химических, методов борьбы с обрастанием по согласованию с органами Госнадзора. Борьба с моллюском дрейсены весьма успешна, если поддерживать скорость воды в трубопроводах более 1,5 м/с и не допускать образования застойных зон в СТВ.

Борьба с отмершими моллюсками дрейсены осуществляется установкой фильтров-ловушек на трубопроводах и удалением моллюска из подводящего тракта к блочной насосной АЭС.

Периодичность удаления воздуха из циркуляционных трактов должна быть такой, чтобы высота сифона в ней не уменьшалась более 0,3 м против проектного значения.

При эксплуатации охладителей циркуляционной воды должны быть обеспечены:

1) оптимальный режим достижения экономически наивыгоднейшего вакуума в конденсаторах турбин;

2) эффективность охлаждения согласно нормативным характеристикам турбин.

Оптимальные режимы работы гидроохладителей водозаборных и сбросных сооружений выбираются в соответствии с режимными картами, разработанными для конкретных метеорологических условий и конденсационных нагрузок АЭС. При увеличении среднесуточной температуры охлаждающей воды после охладителя более чем на 1 °С, по сравнению с требуемой по нормативу, должны приниматься меры к выяснению и устранению причин недоохлаждения.

10.3.4. Системы охлаждения потребителей реакторного отделения Для подачи охлаждающей воды к потребителям реакторного отделения и резервной дизельной электростанции серийного энергоблока с ВВЭР- предусмотрена система технического водоснабжения, технологически выполненная в виде двух автономных систем: группы А и группы В.

Система группы А охлаждает потребители, которые в силу технологических причин требуют постоянного охлаждения как в режиме нормальной эксплуатации, так и в аварийных ситуациях (теплообменники расхолаживания бассейна выдержки, теплообменники промконтура, подпиточные насосы, спринклерные насосы и др.).

Система группы В охлаждает потребители, которые в аварийных ситуациях не требуют аварийного охлаждения (доохладители продувки парогенераторов, охладители дренажей парогенераторов, охладители дистиллята, охладители электродвигателей ГЦН, маслоохладители ГЦН и др.).

Для обеспечения надежности система технического водоснабжения группы А выполнена в виде трех независимых подсистем. Кроме потребителей система группы А включает в себя:

брызгальные бассейны, предназначенные для охлаждения технической воды, куда вода сливается после охлаждения потребителей и откуда поступает на всас насосов;

шесть насосов, забирающих воду из брызгальных бассейнов и подающих ее к потребителям реакторного отделения и резервной дизельной электростанции;

приемные камеры насосов, предназначенные для приема воды поступающей из брызгальных бассейнов на всас насосов;

устройства КИП и автоматики;

три бака аварийного запаса технической воды вместимостью по 80 м3, предназначенные для снабжения потребителей при отключении насосов технической воды в аварийных ситуациях до запуска их по программе ступенчатого пуска;

трубопроводы и арматуру;

шесть дренажных насосов (по два в каждой подсистеме).

Основным режимом работы системы технической воды группы А является длительный режим нормальной эксплуатации. В каждой подсистеме в работе постоянно находится один насос, второй в горячем резерве и включается в работу при необходимости по блокировке или вручную.

Система технической воды группы В кроме потребителей включает в себя:

насосы первой ступени, предназначенные для подачи воды к потребителям реакторного отделения негерметичной части и на всас насосов второй ступени. Насосы расположены на береговой насосной станции и питаются водой из пруда-охладителя через подводящий канал;

насосы второй ступени, предназначенные для подачи воды к потребителям герметичного объема реакторного отделения, так как потребители расположены в верхней части помещения (насосы расположены в турбинном цехе);

устройства КИП и автоматики;

трубопроводы и арматуру.

Основным режимом работы системы группы В является длительный режим нормальной эксплуатации. Постоянно находится в работе один насос первой ступени (второй в горячем резерве) и два насоса второй ступени (один в горячем резерве).

Потребители системы технической воды во избежании прессовки защищены предохранительными клапанами пружинного типа. Настройка предохранительных клапанов проводится в период планово-предупредительного ремонта.

При работе ЭБ на мощности и во время ППР система вентиляции помещений АЭС должна быть исправной и находиться в работоспособном состоянии. Вывод из работы оборудования системы вентиляции допускается при условии обеспечения:

1) проектного температурного режима технологического, электротехнического и электронного оборудования систем, важных для безопасности;

2) требуемого разряжения в боксах систем, важных для безопасности, с целью создания направленного движения воздуха и локализации радиоактивных аэрозолей;

3) создания требуемых комфортных условий в помещениях щитов управления для обеспечения работоспособности ОП. С этой целью при очистке воздуха и газов угольными фильтрами относительная влажность воздуха (газов) не должна превышать 70%. Запрещается эксплуатация угольных фильтров при отключенном влагомере. Фильтры всех приточных систем вентиляции должны обеспечивать эффективность очистки воздуха от радиоактивных веществ в объеме не менее 80%.

При обеспечении пожарной защиты энергооборудования, зданий и сооружений АЭС следует руководствоваться требованиями действующих на АЭС НД по пожарной безопасности. На директора АЭС возлагается персональная ответственность и общее руководство, а на ГИС – разработка и выполнение противопожарных мероприятий, контроль за соблюдением установленного противопожарного режима, обеспечение постоянной готовности систем автоматического обнаружения и установок пожаротушения, организация противопожарных тренировок и руководство работой пожарнотехнической комиссии. На руководителей цехов, подразделений, служб, мастерских, лабораторий, складов и участков возлагается персональная ответственность за пожарную безопасность закрепленных помещений и оборудования, а также за наличие и исправное состояние первичных средств пожаротушения.

На АЭС разрабатывается и вводится план пожаротушения, составленный пожарной охраной совместно с администрацией АЭС. В соответствии с действующими на АЭС инструкциями и положениями по организации и проведению обучения персонала на АЭС проводятся противопожарные тренировки. При необходимости на АЭС создается пожарно-техническая комиссия, возглавляемая ГИС. ГИС организует учебу персонала АЭС по пожарно-техническому минимуму. Каждый работник АЭС обязан знать и строго выполнять правила пожарной безопасности применительно к обслуживаемому участку.

За системами автоматического обнаружения и тушения пожаров устанавливается постоянный надзор, осуществляемый специально назначенными работниками. Закрепление за ними указанных систем и график их проверки утверждается директором АЭС.

Каждый случай пожара или загорания расследуется в соответствии с действующими НД специально назначенной комиссией с участием работников Министерства по чрезвычайным ситуациям для установления причин, убытков, виновников возникновения пожара (возгорания) и разработки противопожарных мероприятий.

Производственные, вспомогательные, подсобные и бытовые здания и сооружения АЭС не реже 1 раза в квартал должны осматриваться пожарнотехнической комиссией. Выявленные недостатки устраняются в сроки, установленные этой комиссией. Производство электросварочных, газосварочных и других огневых и пожароопасных работ должно выполняться с соблюдением требований действующих НД.

Работы, связанные с отключением средств автоматического обнаружения и установок тушения пожаров, участков противопожарного водопровода, а также с перекрытием дорог и проездов, могут проводиться только с письменного разрешения ГИС и после уведомления пожарной охраны и лиц, ответственных за пожарную безопасность соответствующего участка.

Руководителем тушения пожара до прибытия пожарного подразделения является НС АЭС. По прибытии пожарного подразделения руководство тушением пожара принимает на себя старший оперативный начальник, а НС АЭС информирует его о состоянии оборудования, уровнях радиации, способах индивидуальной защиты и возможности ведения работ по тушению пожара.

Объем и периодичность ТО, испытаний и ремонта системы пожаротушения в помещениях СБ следующий.

Контроль параметров систем пожаротушения определяется в такой периодичности:

1) постоянный контроль - за срабатыванием пожарной сигнализации;

2) не реже 1 раза в смену - контроль уровня воды в пожарных резервуарах;

3) не реже 1 раза в сутки при отрицательной температуре наружного воздуха - проверка исправности работы автоматического уровнемера пожарных резервуаров, а при положительной температуре наружного воздуха - с периодичностью не реже 1 раза в 2 месяца;

4) не реже 2-х раз в месяц - обход и осмотр оборудования и трубопроводов системы с целью проверки их состояния и своевременного выявления дефектов;

а) опробование пожарных насосов при закрытой напорной задвижке с разгрузкой на циркуляционный трубопровод;

б) проверка запорно-пусковых устройств (электрифицированных задвижек) путем пробного открытия-закрытия при неработающих пожарных насосах;

6) не реже 1 раза в 3 месяца - ТО электроприводов арматуры;

7) не реже 1 раза в 6 месяцев - комплексная проверка работоспособности автоматических установок пожарной сигнализации, автоматических установок пожаротушения кабельных помещений, маслохозяйства с вентиляцией и противопожарными заслонками без пуска воды;

а) проверка работы автоматики на запуск пожарных насосов;

в) замена неисправной сигнальной аппаратуры и предохранителей;

г) контрольный осмотр и при необходимости зарядка водой гидрозатворов системы отвода воды после пожара;

д) опорожнение, очистка и контрольный осмотр пожарных резервуаров;

е) испытания электрифицированной арматуры;

9) не реже 1 раза в 2 года - средний ремонт насосов, подпиточного бака, арматуры, трубопроводов и электроприводов арматуры;

а) удаление продуктов коррозии из распределительных трубопроводов путем их продувки от переносного компрессора, присоединяемого к первому по ходу движения среды отростку с предварительным снятием с него дренажного оросителя;

б) капитальный ремонт насосов, подпиточного бака, арматуры и трубопроводов;

в) полная проверка системы пожаротушения с пуском воды по одному направлению;

11) не реже 1 раза в 5 лет - капитальный ремонт электроприводов арматуры.

Условия вывода из работы оборудования системы пожаротушения следующие:

1) при любом состоянии ЭБ система должна быть исправна и находиться в режиме ожидания;

2) при 100% резервировании и наличии двух и более каналов (единиц оборудования) допускается вывод из работы одного из каналов (единицы оборудования) с целью опробования или ремонта на время не более 72 ч при условии усиления контроля за остальными каналами.

В случае возникновения аварийной ситуации, при которой разгерметизируется первый контур РУ, возникает задача локализации последствий аварии. Системы локализации аварий (СЛА) должны полностью исключить возможность попадания радиоактивных веществ в окружающую среду.

Требования, предъявляемые к локализующим СБ:

1) первый контур РУ должен размещаться в герметичных помещениях либо целиком, либо так, чтобы в случае проектных аварий обеспечивалась локализация выделяющихся радиоактивных веществ в границах герметичных помещений. В отдельных случаях допускается направленный выброс радиоактивных веществ в окружающую среду, если в проекте ЭБ обосновано, что при таком выбросе обеспечивается безопасность АЭС;

2) локализующие СБ должны выполнять заданные функции в полном объеме для учитываемых исходных событий при не зависимых от исходных событий отказах;

3) для АЭС с несколькими ЭБ должны быть предусмотрены индивидуальные системы локализации для каждого ЭБ. Допускается совместное использование отдельных устройств локализующих СБ для нескольких ЭБ, если доказана невозможность распространения аварий с одного ЭБ на другие;

4) локализующие СБ должны выполнять свои функции при аварийных течах теплоносителя первого контура с учетом возможных механических, тепловых и химических воздействий;

5) в тех случаях, когда для предотвращения повышения давления в герметичных помещениях предусматривается активный теплоотвод, должно быть несколько независимых каналов теплоотвода, обеспечивающих требуемую эффективность при не зависимом от исходного события отказе любого из них;

6) все пересекающие контур герметизации коммуникации, которые должны перекрываться в момент аварии для предотвращения выхода радиоактивных веществ за пределы герметичных помещений, должны быть оборудованы двумя отсекающими органами, устанавливаемыми снаружи и внутри контура герметизации;

7) должны быть предусмотрены средства для индивидуального испытания устройств локализующих СБ на расчетное давление и требования к испытаниям;

8) в проекте ЭБ должно быть обосновано значение принятой допустимой степени неплотности контура герметизации СЛА и должны быть указаны способы достижения заданной степени герметичности. Соответствие достигнутой степени герметичности проектной должно быть подтверждено после окончания монтажных работ и регулярно проверяться в процессе эксплуатации. Испытания при вводе в эксплуатацию должны проводиться при расчетном давлении, проведение последующих испытаний допускается при меньшем давлении. Оборудование внутри помещений СЛА должно выдерживать проведение испытаний без повреждений.

На всех РБМК и первых ВВЭР-440 герметичная защитная оболочка отсутствует. Все оборудование первого контура и КМПЦ РБМК расположено в связанной системе боксов за биологической защитой реактора. При появлении течи теплоносителя в одном из боксов давление в нем возрастает. Когда давление достигает определенного значения, обычно не более 0,5 МПа, срабатывают предохранительные клапаны и подключается следующий бокс и т.д.

Современные корпусные ЯР с водой под давлением и кипящие как обязательный элемент СБ содержат герметичную защитную оболочку. Изготовленная из предварительно напряженного железобетона оболочка может принять в полном объеме весь теплоноситель первого контура (вместимость до 105 м3 ). При аварии давление под оболочкой может достигать 0,44-0,5 МПа.

Для поддержания определенного давления внутри герметичных помещений на АЭС используются специальные системы. К ним в первую очередь относятся спринклерные системы. Эти системы производят впрыск воды в аварийные помещения. Испаряясь, вода отводит тепло от попавшего в данное помещение теплоносителя первого контура, т.е. способствует его конденсации. В состав спринклерных систем входят также емкости с водой и специальные спринклерные насосы. В зависимости от места расположения спринклерные установки имеют различную производительность. Наиболее мощная спринклерная система работает внутри защитной оболочки. В ЭБ с ВВЭР-1000 производительность спринклерной системы составляет 860 т/ч.

В состав системы локализации входят две группы устройств:

герметичные помещения и боксы в здании АЭС, а также герметичная защитная оболочка для всего оборудования первого контура и системы, обеспечивающие внутри герметичных помещений и оболочки определенное расчетное давление, т. е. предохраняющее их от разрушения при аварии, связанной с разгерметизацией первого контура. Согласно требованиям ОПБ-88 локализующие системы должны выполнять свои функции при аварийных течах теплоносителя первого контура с учетом возможных механических, тепловых и химических воздействий. Для АЭС с несколькими блоками должны быть предусмотрены индивидуальные системы локализации для каждого блока. При этом допускается совместное использование отдельных устройств локализующих систем для нескольких блоков, если доказана невозможность распространения аварии с одного блока на другие.

Герметичные помещения, боксы и оболочки должны быть рассчитаны на максимальное давление, которое может возникнуть в них. Это давление в основном определяется соотношением объемов первого контура и помещений локализации и физико-химическими процессами, сопровождающими взаимодействие перегретого ядерного топлива, теплоносителя и воздуха помещений. Герметичное помещение должно также рассчитываться на воздействие ударной волны, а также другие условия, возникающие при мгновенном разрыве трубопровода. Для исключения возможности повреждения другого оборудования помещения, оборудование главного циркуляционного контура и трубопроводы должны иметь ограничители перемещений, возникающих при разрыве трубопроводов в системах первого и второго контуров. Ограничители перемещений должны устанавливаться на петлях главного циркуляционного контура, паропроводах от парогенераторов. питательных трубопроводах к парогенераторам, трубопроводах связи главного циркуляционного контура с системами АЭС.

Плотность герметичного помещения должна рассчитываться всходя из того, что в аварийных ситуациях имеет место выход продуктов деления (ИРГ, галогены, твердые осколки и т. п.) из теплоносителя в помещение.

На первых энергоблоках АЭС с ВВЭР-440 все оборудование первого контура расположено в связанной системе герметичных помещений. Система включает примерно 35 герметичных камер, наиболее важные из которых:

реакторная шахта (180 м3), кольцевые помещения ГЦН и парогенераторов (8000 м3), помещение установки очистки реакторной воды, помещение компенсатора давления (720 м3), колпак для герметизации крышки реактора. Все камеры рассчитаны на избыточное давление 0,18 МПа. При нормальной эксплуатации в камерах создается разряжение 0,15–0,20 кПа с помощью системы вентиляции.

Герметизация помещений осуществляется с помощью герметичных дверей и клапанов избыточного давления. При увеличении давления в помещении выше определенного уровня срабатывают в определенном порядке аварийные клапаны, открывая дополнительные объемы и этим выравнивая давление. При превышении избыточного давления в кольцевом помещении ЩН и парогенераторов до 0,02 МПа включается спринклерная установка.

Если в защитной оболочке избыточное давление превышает 0,075 МПа, то открывается клапан (диаметром 0,5 м), а при давлении 0,080 МПа – еще шесть таких клапанов (каждый диаметром 0,8 м), и часть паровоздушной смеси выпускается в атмосферу через канал в крыше. При этом учитывается, что от момента образования утечки до разрушения оболочек тепловыделяющих элементов проходит определенный интервал времени и поэтому выпускаемая паровоздупшая смесь не содержит значительного количества радиоактивных продуктов деления в течение первых 10 с. В случае МПА специальная защитная система нагнетает борную кислоту в первый контур.

Размещение наиболее важных герметичных камер реактора ВВЭР- показано на рис. 10. Система локализации аварии ВВЭР-440. Специалисты предложили защитную систему, полностью исключающую возникновение летучих радионуклидов и радиоактивного пара за пределы помещений локализации.

Основа этой системы – лотки, заполненные холодной водой, пространство над которыми соединено обратными клапанами с дополнительными герметичными помещениями – ловушками воздуха. В случае разгерметизации первого контура паровоздушная смесь проходит через воду, пар конденсируется, а воздух собирается в ловушках.

Такая система применяется в унифицированных блоках АЭС с ВВЭРСистема локализации аварии включает в себя:

газгольдер-локализатор с конденсатором-барботером и ловушками для воздуха (пассивная система);

спринклерную систему (три спринклерных установки);

герметичные помещения.

Система герметичных помещений необходима для локализации аварий, связанных с выбросом радиоактивных веществ при потере плотности первого контура.

Все помещения системы с помощью проемов объединены в один общий герметичный объем, рассчитанный на избыточное давление 0,15 МПа.

Связь с герметичным объемом осуществляется через герметичные проходки в стенах помещений.

Строительные конструкции и облицовка герметичных помещений рассчитаны на воздействие всех факторов, возникающих при МПА.

При эксплуатации предусматриваются периодические испытания и контроль плотности герметичных помещений, проходок шлюзов, дверей.

При нормальной эксплуатации в герметичных помещениях поддерживается разряжение 0,15–0,20 кПа, температура составляет 45 °С и может периодически подниматься до 60 °С.

Газгольдер-локализатор соединяется коридорами с боксами в которых расположено оборудование первого контура.

Газгольдер-локализатор состоит из герметичного помещения объемом 20400 м3, в котором смонтированы барботажные тарелки, и помещения ловушек воздуха вместимостью 19600 м3.

Рис. 10.16. Схема герметичных помещений ЯППУ:

1 – бокс ПГ и ГЦН; 2 – паропровод; 3 – ПГ; 4 – помещение обслуживания приводов ГЦН и ГЗЗ; 5, 6 – электроприводы ГЦН и ГЗЗ; 7 – реактор; 8 – бак аварийного запаса борной кислоты; 9 – помещение аварийных питательных насосов.

Барботажные тарелки постоянно заполнены водой с температурой не более 35 °С. С целью обеспечения допустимой скорости барботажа (не более 6 м/с) для размещения воды используются двенадцать тарелок, работающих параллельно. Барботажные тарелки собираются из отдельных секций и располагаются на опорных двутавровых балках. Для осмотра и ремонта тарелок предусмотрены по две герметичные двери на тарелку.

Подвод паровоздушной смеси к каждой тарелке осуществляется с помощью каналов, которые образуются опорными балками и поддонами на балках.

Такая конструкция изолирует помещения бокса слоем воды в барботажных тарелках от помещения ловушек воздуха. Тарелки заполняются водой поддерживается заданный уровень воды и ее химический состав.

Предусмотрен слив воды с каждой тарелки, которая насосом подается для очистки на установку СВО-4. Очищенная вода направляется обратно в соответствующую тарелку.

Каждая барботажная тарелка состоит из верхних и нижних лотков с размерами 100х650х40000 мм и 400х600х40000 мм. Лотки изготовлены из хромоникелевой стали аустенитного класса 0Х18Н10Т толщиной лотки ребрами привариваются к днищам нижних лотков таким образом, чтобы между нижним срезом боковой стенки верхнего лотка и дном нижнего остался зазор 10 мм для прохода паровоздушной смеси.

Двенадцать секций (барботажных тарелок) конденсатора-барботера сообщаются с помещениями воздушных ловушек через блоки спаренных обратных клапанов Д у 500 по три секции на каждую ловушку. Блоки обратных клапанов с демпфером предназначены для перепуска воздуха из объемов над кожухами барботажных тарелок в объемы воздушных ловушек и удержания там воздуха в течение необходимого времени (рис. 10.17).

При разрыве трубопроводов первого или второго контура, расположенных в герметичных помещениях, паровоздушная смесь из помещения распространяется по двум коридорам к газгольдеру-локцлизатору и попадает на барботажные тарелки конденсатора. Проходя тарелки, пар конденсируется, а воздух поступает в помещения ловушек. С помощью спринклерных систем в аварийное помещение подается распыленная вода, в результате чего пар конденсируется и в помещении длительное время поддерживается разряжение. Для предохранения герметичных помещений от падения давления в них ниже допустимого (перевакуумирование) предусматривается отключение работающих спринклерных насосов.

На барботажных тарелках устанавливаются самозапирающиеся перепускные клапаны Д у 250. Клапаны предотвращают при «малой» аварии выбивание воды из барботажных тарелок, выравнивают давление между объемами кожуха барботажных тарелок и шахты конденсатора-барботера. С повышением давления в герметичных помещениях до 0,07 МПа при разрыве трубопровода первого контура клапаны, самозапираясь, разделяют объемы тарелок и герметичных помещений, обеспечивая работу конденсаторабарботсра.

При повышении давления над тарелками и снижении давления в боксах часть воды (~600 м3) вытесняется в помещения, разбрызгивается и конденсирует пар.

Неконденсирующиеся газы, оставшиеся в ловушках выдерживаются определенное время, после чего сбрасываются обратно в бокс.

Схема расположения газгольдера-локализатора на АЭС с ВВЭР- приведена на рис. 10.18.

Защитные оболочки для первого контура АЭС с реакторами ВВЭР являются последним звеном в цепи мероприятий по 6езопасности АЭС.

Главная задача защитной оболочки – не допускать бесконтрольного выделения радиоактивных веществ в окружающую среду как при нормальной эксплуатации, так и в случае МПА. В настоящее время используется большое число типов оболочек, которые различаются как по конструкции, так и по способам снижения давления в них. Как правило, оболочка представляет собой шар или цилиндр, выполненный из стали или железобетона и способный выдержать давление порядка нескольких десятых мегапаскалей (МПа).

Для реакторов ВВЭР основным фактором, определяющим максимум давления в оболочке, является энергия, аккумулированная в теплоносителе.

Величина максимума давления и закон изменения его во времени существенно зависят от способа поглощения энергии. Наиболее распространенные способы снижения давления в оболочках: впрыск воды в оболочку с помощью спринклерных систем, барботаж пара через бассейн с водой, конденсация пара с помощью льда.

Рис. 10.18. Общая схема расположения помещений локализации аварий:

1 – реактор; 2 – барботажно-конденсационная система (помещение барботажных тарелок);

3 – ловушки воздуха; 4 – помещения баков САОЗ; 5 – помещения насосов САОЗ.

Способ конденсации пара с помощью льда реализован в защитной оболочке ВВЭР-440 "Ловиса" (Финляндия) вместимостью 53600 м3, где размещен ледовый конденсатор с 835 т льда с бором при температуре от -7 до - °С. Благодаря применению ледового конденсатора ограничивается рост давления в защитной оболочке при МПА. При "малых" авариях, соответствующих разрыву импульсных трубок, ледовый конденсатор не работает, пар байпасирует его и конденсируется за счет действия спринклерной системы, установленной в верхней части защитной оболочки.

При авариях с большим выделением пара (повышенные избыточные давления) срабатывает система клапанов и пропускает паровоздушную смесь в ледовый конденсатор. Кольцевой объем ледового конденсатора разбит на ячейки, в которых размещен лед в проволочных корзинах. Проволочные корзины со льдом расположены в несколько ярусов друг над другом. Поэтому конденсатор может поглотить в два раза больше энергии, чем выделяется при аварийной потере теплоносителя. Объем оболочки при этом примерно на % меньше, чем для оболочек полного давления, стоимость ее соответственно ниже на 20 – 30 %. Пример защитной оболочки с ледовым конденсатором приведен на рис. 10.19.

В некоторых случаях используются многослойные оболочки. Внутренняя оболочка обычно представляет собой оболочку под давлением или оболочку с понижением давления, а в качестве наружной применяется оболочка со сбросом давления или оболочка, в которой внутренний объем непрерывно вентилируется, выходящие газы очищаются и сбрасываются в вентиляционную трубу. Примером многослойной оболочки является защитная система ВВЭР-440 АЭС "Ловиса". Внутренняя оболочка, выполненная из стали, представляет собой защитную оболочку с понижением давления с помощью ледового конденсатора, наружная оболочка диаметром 44 м и высотой 64 м выполнена из бетона.

В оболочке полного давления при нормальной работе реактора подРис. 10.19. Защитная оболочка с ледовым конденсатором держивается давление на 0,10–0,20 кПа ниже атмосферного. В зависимости от расчетных параметров оболочка должна выдерживать в случае МПА давление порядка 0,3–0,5 МПа и температуру около 130–140 °С. Такие нагрузки доступны конструкциям из стали, железобетона и предварительно напряженного бетона в виде шара или цилиндра. Преимущество оболочки из предварительно напряженного бетона заключается в том, что предварительное напряжение обуславливает способность самостоятельного закрытия трещин.

В качестве типичного примера оболочки полного давления рассмотрим компоновку реакторной установки ВВЭР-1000 унифицированной серии (типа Запорожской АЭС) с оболочкой из предварительно напряженного железобетона со стальной облицовкой. Здание реакторного отделения как сооружение, в котором размещены системы, обеспечивающие безопасность АЭС, отнесено к первой категории сейсмостойкости. Компоновка оборудования и габаритные размеры этого здания, в том числе толщина стен, размеры внутренних помещений, а также дополнительные диафрагмы жесткости, обеспечивающие ядерную и радиационную безопасность, приняты из условия сейсмической активности в 8 баллов.

Наряду с указанными выше сейсмическими воздействиями учтено влияние на здания и сооружения первой категории сейсмостойкости особых нагрузок: во-первых, от внешнего действия ударной воздушной волны интенсивностью по фронту 0,03 МПа и, во-вторых, от удара падающего со скоростью 750 км/ч самолета массой 10 т.

Здание реакторного отделения (рис. 10.20) состоит из двух основных частей: негерметичного объема – фундаментной части, обстройки и вентиляционной трубы, а также герметичного объема – защитной герметичной оболочки.

Герметичная цилиндрическая оболочка внутренним диаметром 45 м размещена центрально-симметрично в обстройке размерами 66х66 м. Объемно-планировочная структура обстройки выполнена с использованием принципа зонирования систем безопасности и производств различных категорий, а также модуля сборно-монолитных конструкций.

Герметичный объем реакторного отделения состоит из защитной герметичной оболочки и внутренних конструкций.

Защитная герметичная оболочка из предварительно напряженного монолитного железобетона опирается на плиту перекрытия фундаментной части на отметке 13,50 м. Оболочка выполнена в форме цилиндра, перекрытого куполом в виде пологой сферы. Для обеспечения герметичности на внутренней поверхности оболочки предусмотрена стальная облицовка толщиной мм.

Напрягаемая арматура представляет собой пучки из высокопрочной проволоки диаметром 5 мм (по 450 проволок в каждом пучке). Расчетное усилие натяжения каждого пучка – 10 000 кН. В цилиндре арматура расположена геликоидально, в куполе – в двух взаимно перпендикулярных направлениях; траектория каждого пучка лежит в плоскости, перпендикулярной поверхности купола. В качестве каналообразователей используются полиэтиленовые трубы.

Внутренние конструкции герметичного объема оболочки, имеющие сложную конфигурацию и насыщенные технологическими проходками и закладными деталями, выполняются из стальных ячеек заводского изготовления и могут воспринимать большие аварийные нагрузки (перепад давления;

ударная волна, струя, летящие предметы, нагрузки через опорыограничители и т. д.).

Особенно высокие требования по плотности предъявляются к герметичной оболочке реакторного отделения энергоблока, как к локализующему устройству, и к элементам контура ее герметизации (металлической облицовке, люкам, дверям, проходкам).

Барьеры локализации. Изоляция герметичной оболочки от окружающей среды при аварии должна осуществляться путем закрытия быстродействующей отсечной арматуры на входящих и выходящих из нее трубопроводах систем нормальной эксплуатации, не участвующих в ликвидации аварии. При этом в качестве изолирующих барьеров могут использоваться быстродействующая отсечная арматура, стенки трубопроводов и оборудования.

Барьеры локализации размещаются внутри и снаружи контура герметизации. Барьеры, находящиеся внутри герметичного помещения, должны быть размещены за защитными экранами или защищены каким-либо другим образом от механических воздействий при аварийных ситуациях.

Обратные клапаны на входящих в герметичное помещение трубопроводах барьером не считаются.

Закрытие быстродействующей отсечной арматуры должно происходить автоматически, оператор должен иметь возможность управлять ею и иметь информацию о положении отсечной арматуры.

На трубопроводах систем нормальной эксплуатации должны быть установлены по три отсечных задвижки: одна внутри герметичного помещения, две – вне герметичного помещения. На трубопроводах спецканализации допускается установка всей отсечной арматуры вне герметичного помещения.

На паропроводах от парогенераторов вне оболочки должно быть установлено по ходу два отсечных клапана и обратный клапан. Вместо двух отсечных клапанов допускается установка одного отсечного органа с приводом непосредственно от среды и наличием трех независимых управляющих органов и независимых каналов управления.