1.1 Принципова теплова схема 1-го і 2-го контурів АЕС

Перший контур (малюнок. 1.1) складається з реактора (1) і чотирьох петель, кожна з який включає парогенератор (2), головний циркуляційний насос (3) і головні циркуляційні трубопроводи, Будова декількох паралельних петель виключає необхідність резервування устаткування, зокрема циркуляційних насосів. Число паралельних петель визначається максимально досяжною потужністю окремих елементів устаткування. Вода в реактор надходить при тиску 16,6 Мпа з температурою 562 К. В активній зоні реактора вона нагрівається до 595 К і направляється в парогенератор, де охолоджується, віддаючи теплоту теплоносію другого контуру. З парогенератора вода головним циркуляційним насосом повертається в реактор.

Передача теплоти в парогенераторі відбувається без фазових перетворень теплоносія першого контуру. Закипання теплоносія не відбувається за рахунок високого тиску в контурі. Для створення необхідного тиску потрібно спеціальне зовнішнє джерело, яким є паровий компенсатор тиску (КТ) (4). Він служить для компенсації зміни об'єму теплоносія при нагріванні його в контурі і створення початкового тиску.

Вода в КТ нагрівається електронагрівниками і частково випаровується, що приводить до підвищення тиску. КТ з'єднаний з «гарячим» трубопроводом. Для запобігання підвищення тиску понад припустимий у паровий простір КТ вприскується теплоносій з «холодної» вітки трубопроводу. Якщо при вприскуванні холодного теплоносія підвищення тиску не припиняється, то спрацьовує запобіжний клапан, вихід якого з'єднаний з барботером (6). Температура води в барботері підтримується ~333 для конденсації пари з КТ. Якщо тиск в барботері у свою чергу перевищує припустиме, то спрацьовує запобіжний клапан на барботері і середовище першого контуру викидається в приміщення. Імовірність останнього незначна.

Вода першого контуру при роботі реактора набуває високої радіоактивність навіть без порушення щільності оболонок Твелів, тому що у воді практично завжди є присутніми домішки, що активуються в активній зоні (наприклад, продукти корозії, солі і т. п.). Устаткування першого контуру стає джерелом іонізуючого випромінювання, і тому його розміщують у приміщеннях, що не обслуговуються. Отже, конструкція устаткування повинна забезпечити його тривалу роботу (наприклад, протягом року) без обслуговування і прямого контролю з боку персоналу.

Для запобігання накопичення домішок в теплоносії першого контуру, частина (так звана продувка) з витратою до 22 кг/с з напірної сторони ГЦН відводиться для очищення у фільтрах. Перед фільтрами продувна вода охолоджується до температури 318К. Охолодження відбувається за рахунок нагрівання очищеної води в регенеративному теплообміннику, яка після фільтрів повертається в контур на всмоктувальну сторону ГЦН. Остаточне охолодження продувної води відбувається технічною водою в холодильнику.

Компенсація втрат теплоносія першого контуру, а також первинне заповнення першого контуру здійснюється живильними насосами зі спеціальної системи підготовки чистого конденсату. Паралельно встановлюється не менш двох відцентрових насосів.

Усі сучасні ЯЕУ оснащені системами аварійного охолодження активної зони реактора (САОЗ), що забезпечують відвід теплоти з активної зони у випадки аварії з втратою теплоносія з циркуляційного контуру. САОЗ реактора ВВЕР-1000 містить у собі насоси низького (ННТ) і високого (НВТ) тиску, гідроакумулятори (5), у яких вода знаходиться під тиском азоту, і баки запасу води і розчину борної кислоти. Коли втрата теплоносія відбувається з невеликою швидкістю, включаються НВТ. При великій розгерметизації, аж до повного миттєвого обриву циркуляційного трубопроводу (діаметр трубопроводу складає 850 мм), на початку вода подається з гідроакумулятора, потім включається НВТ і, якщо їхньої подачі не вистачає для підтримки тиску в контурі, в роботу вступають НВТ. Енергетичний зв'язок першого і другого контурів здійснюється через ПГ. Свіжа пара від чотирьох парогенераторів надходить по чотирьох паропроводах Ду600 до чотирьох блоків клапанів високого тиску (кожен блок складається з послідовно розташованих одного стопорного й одного регулюючого клапанів). Hа кожнім паропроводі свіжої пари перед блоком клапанів встановлена запірна засувка. З паропроводів від ПГ №2 і №3 перед ГПЗ виконані відводи Ду100 для приєднання байпасних трубопроводів ГПЗ із установленими на кожнім з них послідовно запірною засувкою і дросельним клапаном. Після дросельних клапанів кожного байпаса пара по трубопроводах Ду150 направляється в суміжні паропроводи свіжої пари за ГПЗ, а саме: байпас з паропроводу від ПГ №2 приєднаний до паропроводів за ГПЗ від ПГ №2 і №4, а байпас з паропроводу від ПГ №3 - до паропроводів за ГПЗ від ПГ №3 і №1. Байпаси ГПЗ використовують для прогріву блоків клапанів високого тиску перед пуском.

Від регулювальних клапанів високого тиску пара чотирма паропроводами Ду600, що поєднуються перед ЦВТ (3) у дві труби Ду800, направляється до паровпуску ЦВТ.

Після ЦВТ (3) пара по чотирьох ресиверах Ду1600 надходить у чотири сепаратори - пароперегрівники, у яких здійснюється просушка та перегрів пари, що направляється в ЦHТ (4). Гріючою парою СПП (1-2) є свіжа пара, що відбирається з парового колектора, який поєднує всі паропроводи свіжої пари від ПГ.

Пара до СПП підводиться по паропроводу Ду400 через послідовно встановлені засувку з байпасом Ду50 і регулювальний клапан за допомогою якого підтримується задана температура пари перед ЦHТ при пусках енергоблоку.

Перегріта пара від кожного СПП через блок клапанів низького тиску (блок складається зі стопорної і регулюючої заслінок, установлених послідовно) по ресиверах Ду1400, кожний з який розгалужується потім на дві линії Ду1200, підводиться до двох сусідніх ЦHТ. Таким чином, на кожні два ЦHТ надходить пара від двох СПП, розташованих з різних сторін турбіни.

Пройшовши проточну частину ЦHТ відпрацьований пар направляється в конденсатори турбіни, де відбувається його конденсація при тиску нижче атмосферного.

Конденсат з конденсатозбірників конденсаторів виділяється конденсатними насосами першої ступіні (6) через фільтри блокової знесилюючої установки (7) у ПHТ-I (9), звідкіля самопливом зливається в ПHТ-2 (10). З ПHТ-2 основний конденсат відкачується конденсатними насосами другої ступіні (11) через поверхневі підігрівники низького тиску (12, 13, 14) у деаератори (15). Вода з деаераторів живильними насосами (16) подається в парогенератори ЯППУ через підігрівники високого тиску (17, 18).

1.2 Обладнання 1-го контуру

Реактор ВВЕР-1000 являє собою реактор корпусного типу з водою під тиском. Реактор складається з наступних вузлів (малюнок 1.2): корпус, шахта, выгородка, блок захисних труб, верхній блок, активна зона, канали вимірювання нейтронного потоку.

Всередині корпусу на кільцевому виступі фланця закріплюється шахта, що є опорною конструкцією для активної зони реактора. Шахта призначена для установки ТВС АКЗ і організації потоку теплоносія всередині реактора.

Вигородка зменшує протікання води повз активну зону. Активна зона набирається із шестигранних касет, що містять конструктивно оформлену урано-водяну решітку, зверху на активну зону встановлюється блок захисних труб. Кришка через блок захисних труб піджимає і дистанціонує голівки касет, запобігає їхній вібрації.

Малюнок 1.2 - Реактор ВВЕР-1000.

В трубах блоку захисних труб переміщаються регулюючі стержні системи керування і захисту. На фланець корпусу встановлюється верхній блок із приводами СУЗ.

Ущільнення головного роз'єму забезпечується трубчастими прокладками, встановленими між фланцями корпуса і кришкою.

Канали нейтронного вимірювання призначені для оперативного беззупинного вимірювання щільності потоку в активній зоні при роботі реактора в діапазоні потужності 10-20% від номінальної. Регулювання реактора здійснюється переміщенням регулюючих стержнів і зміною концентрації рідкого сповільнювача нейтронів. Теплоносієм і сповільнювачем у реакторі є вода, теплоносій надходить у реактор. Через чотири патрубки корпусу, проходить вниз по кільцевому зазорі між корпусом і шахтою, потім через днище і піднімається нагору по касетах. Нагрітий за рахунок тепла ядерної реакції теплоносій виходить з голівок касет у міжтрубний простір блоку захисних труб і через блок захисних труб і шахти чотирма патрубками корпуса виводиться з реактора. Поділ вхідного і вихідного потоків теплоносія здійснюється за допомогою горизонтального кільця, закріпленого на корпусі і допускаючого виїмку шахти з корпуса в холодному стані.

Активна зона реактора призначена для організації ядерної реакції, передачі тепла, яке виділяється в результаті ядерної реакції, теплоносієві.

При розробці активної зони враховані наступні вимоги:

при нормальній експлуатації протягом усього терміну служби не повинні перевищуватися межі ушкодження ТВЕЛ;

повинен бути реалізований негативний повний коефіцієнт реактивності по потужності;

повинні бути передбачені заходи, спрямовані на виключення можливості непередбачених ситуацій і тих, що приводить до збільшення реактивності компонентів АКЗ;

конструкція АКЗ в сукупності з системою надійного живлення, САОЗ, блокуваннями і т.д. повинна виключати можливість руйнування АКЗ і розплавлювання палива у всіх проектних режимах.

Активна зона збирається установкою касет відповідно до картограми завантаження в шахту реактора. Після установки касет в реактор встановлюється блок захисних труб. При цьому циліндричні частини голівок касет входять в ячейки БЗТ. Для забезпечення надійної і безпечної експлуатації касет у проекті прийняті наступні міри:

протягом усього терміну служби надійно затиснута в реакторі за рахунок розміщення в голівці 15 пружин;

ТВЕЛи в касеті мають можливість вільного радіаційного (на 35 мм) і температурного росту до 1200 ^оС.

Реакторна установка розрахована на можливість дворазового перевантаження палива на протязі 1 року. Основні характеристики реактора приведені в таблиці 1.1.

Таблиця 1.1 Основні характеристики реактора

Результати розрахунків показують, що протягом усієї кампанії у всіх можливих режимах роботи на потужності забезпечується негативний коефіцієнт реактивності по потужності.

Механічна система керування і захисту реактора складається з 61 привода, кожний з який здатний переміщувати в межах Акз пучок з 18 поглиначів. На механічну систему керування і захисту покладається компенсація швидких змін реактивності.

Контроль стану активної зони реактора і її елементів містять у собі:

експлуатаційний контроль при роботі зони на потужності;

контроль за станом палива;

контроль стану внутрішньокорпусних пристроїв;

Контроль усіх параметрів активної зони реактора централізований і виведений на блоковий щит керування (БЩУ) енергоблоку. Крім блокового передбачений резервний щит керування, що використовується при ушкодженні БЩУ. Керування і захист реактора здійснюється впливом на реактивність реактора здійснюється борним регулюванням.

Конструктивні характеристики активної зони приведені в таблиці 1.2.

Таблиця 1.2 Конструктивні характеристики активної зони

Корпус реактора призначений для розміщення внутрікорпусних пристроїв (ВКП) і касет активної зони і являє собою вертикальний циліндричний сосуд високого тиску, що складається з корпуса звареного, знімної кришки, і деталей вузла ущільнення.

До внутрішньокорпусних пристроїв серійного реактора ВВЕР-1000 відносяться:

шахта;

вигородка;

блок захисних труб

Таблиця 1.3 Основні характеристики корпуса реактора

Система ГЦН призначена для створення циркуляції теплоносія в ГЦК енергетичного реактора. Система ГЦК сполучає функції системи нормальної експлуатації і захисти системи. Функція ГЦН як пристроїв нормальної експлуатації в різних режимах полягає в наступному:

у режимах пуску ГЦН забезпечує циркуляцію т/н і розігрів ГЦК із заданою швидкістю;

у номінальних режимах ГЦН забезпечує циркуляцію т/н. При працюючих ГЦН у їхніх напорах здійснюється вприскування в компенсатор тиску;

при зупинці і розхолодженні блоку функції ГЦН не відрізняються від номінального режиму.

Як захисний пристрій ГЦН забезпечують циркуляцію т/н на вибігу при різних аваріях із знеструмленням, що дозволяє здійснити плавний вихід на режим із природною циркуляцією.

Система ГЦН складається з чотирьох насосних агрегатів і обслуговуючих підсистем: автономного охолодження ГЦН електропостачання, маслопостачання, ущільнюючої води, охолодження води, відмивання бору. Основні технічні характеристики ГЦН приведені в таблиці 1.4.

Головний циркуляційний насос ГЦН-195М являє собою вертикальний відцентровий одноступінчатий насос із блоком торцового ущільнення вала, консольним робочим колесом, осьовим підведенням води і виносним асинхронним двигуном (малюнок1.3).

Таблиця 1.4 Основні технічні характеристики ГЦН

З'єднання ГЦН (равлик) із трубопроводом Ду850 мм здійснюється на зварюванні, а з трубопроводами допоміжних систем на фланцях.

На вал насоса встановлюється блок торцьового ущільнення вала, в якій від системи ущільнюючої води подається замикаюча вода, що запобігає витоку теплоносія 1 контуру.

ГЦН підключаються до шин 6кВ, розділеним на 4 секції по кількості ГЦН, відключення 1 ГЦН при працюючих 4-х на 100% потужності блоку відбувається без спрацювання аварійного захисту реактора з відповідним зниженням його потужності.

Малюнок 1.3 - Загальний вигляд ГЦН-195М

Парогенератор призначений для вироблення пари, необхідної для роботи турбіни, шляхом відбору тепла від теплоносія 1 контуру.

Тип парогенератора - горизонтальний однокорпусний з зануреною поверхнею теплообміну з горизонтальним розташуванням труб. ПГ складається з наступних основних вузлів: корпуса, колектора роздачі основної живильної води, пристрою роздачі аварійної живильної води, теплообмінної поверхні і колектора першого контуру, сепараційного пристрою, пристрою вирівнювання парового навантаження, опорних конструкцій зрівняльних сосудів, гідроамортизаторів (малюнок 1.4).

Парогенератор ПГВ-1000М забезпечує наступні основні вимоги:

ПГ забезпечує охолодження т/н 1 контуру до необхідного рівня температур у всіх проектних режимах;

схема і компонування ГЦК в сукупності з ПГ забезпечує охолодження т/н при природній його циркуляції;

забезпечено резервування подачі живильної води в парогенератор по окремій лінії;

габаритні розміри забезпечують транспортування по залізницях;

конструкція ПГ виключає ушкодження їм іншого устаткування і трубопроводів при максимальній проектній аварії.

ПГ у боксі встановлений на дві опорні конструкції. В кожній опорній конструкції мається двоярусна роликова опора, що забезпечує переміщення парогенератора при термічному розширенні трубопроводів головного циркуляційного контуру в повздовжньому напрямку 80 мм, у поперечному 98 мм.

Для своєчасного виявлення й усунення виникаючих дефектів, з метою попередження відмовлень і аварій устаткування, а також для визначення забруднення і корозійного стану теплообмінної поверхні проводиться контроль та випробування при експлуатації ПГ. Для забезпечення ВХР передбачена безупинна продувка кожного ПГ витратою 0,5% його паропродуктивності.

Корпус ПГ і колектора виготовлені з легованої конструкційної сталі 10ГН2МФА. Внутрішня поверхня колекторів плакована нержавіючою сталлю: перший шар - зварювальний дріт 07Х25Н13, другий шар - зварювальний дріт 04Х20Н10М25. Трубний пучок виготовлений із хромонікелевої аустенітної сталі 08Х18Н10Т.

Компенсатор тиску являє собою вертикальну судину, встановлену на циліндричній опорі. У верхнім днищі наявний штуцер під трубопровід вприскування, штуцер під трубопровід скидання пари через імпульсно-запобіжні пристрої. Патрубок люка має штуцера під трубопровід скидання парогазовой суміші в барботер і під рівнеміри. У нижнім днищі розташований патрубок під трубопровід, що з'єднує «гарячу» нитку 1-го контуру з компенсатора тиску (КТ).

Всередині КТ розташовані: розприскуючий пристрій, захисний екран, тени.

Теплотехнічні параметри парогенератора представлені в таблиці 1.5.

Малюнок 1.4 - Парогенератор ПГВ-1000М

Таблиця 1.5 Теплотехнічні параметри парогенератора

Основні параметри компенсатора тиску представлені в таблиці 1.6.

В місцях виходу роторів з корпусів цилиндрів виконані кінцеві ущільнення. Камери кінцевих ущільнень ЦВТ і ЦHТ з боку проточної частини з'єднані з підводячим колектором в якому підтримується тиск в межах 1,15-1,2 кгс/см². Пара до колектора ущільнень подається з парової зрівняльної лінії чи деаераторів від колектора власних потреб через РУ 14/7. Hа лінії підведення пари до колектора ущільнень турбіни встановлений регулювальний клапан, керування яким виробляється автоматично електронним регулятором тиску або дистанційно оператором. При несправності регулюючого клапана передбачена можливість подачі пари на ущільнення крім нього на байпас із установленої на ньому засувкою. У колектор подачі пари до ущільнень за регулювальним клапаном спрямовані також відводи пари з других камер ущільнень штоків стопорних і регулювальних клапанів високого тиску і перших камер ущільнень штоків стопорних і регулювальних клапанів низького тиску. Hа індивідуальних трубопроводах підведення пари до ущільнень ЦHТ встановлені обмежувальні шайби, що мають обвідні трубопроводи Ду80 із встановленими на них засувками, що призначені для регулювання тиску пари в кожнім ущільненні.

Підведення пари до ЦHТ виконане двостороннім (трубопровід Ду150 - у нижню частину окружності ущільнення пари роторів і трубопроводів. Ду50 - у верхню частину окружності ущільнення пари роторів ЦHТ). В діапазоні навантажень турбоустановки від 20 до 100% від номінальної, пар з ущільнень ЦВТ надходить в колектор, з відкіля направляється до ущільнень ЦHТ. У режимах зі зниженими навантаженнями або при пусках турбіни, коли тиск пари у вихлопній частині ЦВТ нижче атмосферного, кінцеві ущільнення ЦВТ і ЦHТ живляться пором від деаераторів або РУ 14/7.

З метою попередження виходу пари в приміщення машзала, з крайніх камер ущільнень турбіни (з боку атмосфери) виконаний відвід пароповітряної суміші в спеціальний охолоджувач двома ежекторами типу ЕВ-1-230, тиск в якму підтримується приблизно 0.97 кгс/см². Витоки пари через ущільнення штоків стопорних і регулювальних клапанів ЦВТ відводяться: з першої по ходу пари камери - в трубопровід підведення пари в колектор ущільнень до регулюючого клапана; з другої камери - в колектор ущільнень; з третьої камери - в колектор відводу пари з ущільнень в сальниковий підігрівник.

Ущільнення штоків стопорних і регулювальних клапанів ЦHТ виконані двохкамерними. Відвід витоків з перших, по ходу пари, камер ущільнень стопорних і регулювальних клапанів ЦHТ здійснюється в колектор ущільнень, а з других камер - в колектор відводу пари з ущільнень до сальникового підігрівника. Турбіна оснащена валоповоротним пристроєм, що призначений для обертання роторів турбоагрегату, при підготовці до пуску і при охолодженні після зупинки. Підведення масла до ВПУ здійснюється від системи змащення.

Турбоагрегат має систему гідростатичного підйому роторів, що призначена для подачі масла з високим тиском під шийки роторів на кожному опорному підшипнику з метою забезпечення «вспливання» роторів при їхньому обертанні ВПУ або при малих обертах, тобто при відсутності стійкого масляного клина. Застосування гідропідйому роторів дозволяє зменшити потужність приводного електродвигуна ВПУ і знизити знос бабіту вкладишів підшипників і шийок роторів турбоагрегату.

Основні розрахункові технічні характеристики турбіни К-1000-60/3000 згідно технічних умов, при номінальній тепловій потужності ЯПУУ 3000 Мвт, приведені в таблиці 1.9. Власне турбіна призначена для перетворення теплової енергії пари в механічну енергію обертання роторів.

Таблиця 1.9 Технічні характеристики турбіни К-1000-60/3000