Модернизация АСР (общий обзор) второго контура блока ВВЭР-440 Кольской АЭС
Основные технико-экономические показатели Кольской АЭС. Описание технологической схемы, состав энергоблока. Назначение парогенератора (ПГ), система первого контура. Вспомогательное оборудование систем ПГ. Принцип построения цепей технологических защит.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | курсовая работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 05.08.2011 |
| Размер файла | 379,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Министерство образования РФ
ИГЭУ
Кафедра Э и МС
“Модернизация АСР (общий обзор) второго контура блока ВВЭР-440 Кольской АЭС“
Выполнил: Малышев А.В.
Гр.5-34.
Руководитель: Сычкин Н.У.
мастер ЦТАИ
Иваново 2011
Содержание
- Введение
- Технико-экономические показатели Кольской АЭС
- Общая технологическая схема Кольской АЭС
- Описание технологической схемы
- Состав энергоблока
- Описание парогенератора. Назначение парогенератора
- Смежные системы ПГ. Система первого контура
- Вспомогательное оборудование систем ПГ
- Описание турбоустановки. Общий обзор
- Технологическая схема турбины
- Выбор начальных параметров пара и температуры питательной воды
- БЩУ - блочный щит управления
- Технологические защиты кольской АЭС
- Аварийные защиты реактора
- Система аварийного охлаждения зоны реактора (САОЗ)
- Защиты, действующие на отключение блока
- Принцип построения цепей технологических защит
- Организационная структура Кольской АЭС
- Перечень принятых сокращений
- Список используемой литературы
Введение
Бурное развитие промышленности Кольского полуострова в шестидесятые годы 20 века требовало соответствующих темпов роста энергетики. Для Мурманской области, имевшей территориально изолированную государственную энергосистему “Колэнерго”, это было особенно важно, так как приходилось рассчитывать только на собственные ресурсы. Чтобы удовлетворить растущие потребности предприятий Кольского полуострова в электроэнергии, был один путь - производить ее на ядерных установках.
В 1963 году начались изыскательские работы по выбору площадки под строительство АЭС. В 1967 году Госстрой СССР утвердил проектное задание на ее строительство.18 мая 1969 года уложен первый кубометр бетона в основание АЭС. Через пять лет строительство первой очереди было завершено.17 мая 1973 года закончилась горячая обкатка реактора.22 июня 1973 года произведены гидравлические испытания систем трубопроводов первого контура.29 июня 1973 года первенец атомной энергетики Заполярья пущен в эксплуатацию.
В настоящее время Кольская АЭС является основным поставщиком электроэнергии для промышленного комплекса региона, городов Мурманск, Мончегорск, Оленегорск, Кандалакша, Апатиты, Полярные Зори (700000 жителей).
Технико-экономические показатели Кольской АЭС
В 1973-1974 г. г. была пущена в эксплуатацию 1 очередь Кольской АЭС в составе двух энергоблоков типа ВВЭР-440 с реакторами В-230 и турбинами К-220-44, а в 1981-1984 г. г. на была пущена в эксплуатацию 2 очередь Кольской АЭС в составе двух энергоблоков типа ВВЭР-440 с реакторами В-213 и турбинами К-220-44-3.
Выработка эл. энергии с начала пуска КАЭС на 4 кв. 2001 (млн. кВтч) составила:
|
1 блок |
67546.393 |
|
|
2 блок |
64505.507 |
|
|
3 блок |
49330.77 |
|
|
4 блок |
40653.033 |
|
|
АЭС |
222034.783 |
Общая технологическая схема Кольской АЭС
Энергоблоки Кольской АЭС предназначены для выработки электроэнергии в регулирующем режиме несения нагрузки. Предусмотрено также теплоснабжение внешних потребителей (тепличного хозяйства площадью 6 га, потребителей стройбазы и других за пределами периметра).
1 очередь Кольской АЭС состоит из двух энергоблоков типа ВВЭР-440 с реакторами В-230 и турбинами К-220-44, 2 очередь - из двух энергоблоков типа ВВЭР-440 с реакторами В-213 и турбинами К-220-44-3.
На АЭС предусмотрен комплекс систем, обеспечивающих поддержание ВХР и переработку жидких радиоактивных сред, образующихся при эксплуатации энергоблока.
Для снабжения всех потребителей АЭС паром, воздухом, азотом, маслом, дизельным топливом, охлаждающей и горячей водой на АЭС предусмотрены общестанционные сооружения и системы.
Каждый энергоблок включает в себя реакторную установку и две турбоустановки.
Первый контур - радиоактивный и состоит из гетерогенного реактора на тепловых нейтронах, шести главных циркуляционных петель, парового компенсатора давления, вспомогательного оборудования. В состав каждой циркуляционной петли входят: горизонтальный парогенератор, главный циркуляционный насос, главный циркуляционный трубопровод.
Водоводяной энергетический реактор ВВЭР-440 является реактором корпусного типа. В качестве теплоносителя и замедлителя используется раствор борной кислоты под давлением. В качестве топливе используется обогащенная двуокись урана. Нагреваемый, при прохождении через активную зону реактора, теплоноситель первого контура поступает в парогенераторы, где отдает свое тепло черед стенки трубной системы воде второго контура.
Второй контур - нерадиоактивный состоит из паро-производительной части парогенераторов, главных паропроводов, двух турбоагрегатов, их вспомогательного оборудования и обслуживающих систем, оборудования деаэрации, подогрева и подачи питательной воды в парогенераторы.
Турбоустановка К-220-44 и ее модернизированная модификация К-220-44-3 представляет собой одновальный агрегат с одним цилиндром высокого давления и двумя двухпоточными цилиндрами низкого давления.
Каждая турбина вращает генератор ТВВ-220-2А с водяным охлаждением обмотки статора и водородным охлаждением ротора и его возбудитель, а турбины первой очереди, кроме того, генератор собственного расхода (ГСР) и его вспомогательные механизмы. Каждый ГСР предназначен для питания двух главных циркуляционных насоса 1 контура.
На 1 очереди применяются парогенераторы ПГВ-4М, на 2 очереди их дальнейшая модификация ПГВ-213.
Описание технологической схемы
Из открытого подводящего канала вода забирается восемью вертикальными осевыми насосами, и подается в конденсаторы турбин по напорным стальным подземным водоводам.
При блочной схеме водоснабжения каждый циркуляционный насос работает на свой тракт (на отдельный конденсатор), благодаря чему исключается параллельная работа циркуляционных насосов и схема имеет минимальное количество арматуры на тракте, только на сливном водоводе установлен поворотный затвор (сливная заслонка).
Перед конденсаторами часть воды отбирается на нужды масло - и газоохлаждения соответствующего турбоагрегата и некоторых других потребителей машзала (маслоохладители и электродвигатели ПЭН).
энергоблок парогенератор технологическая защита
Пар образуется в шести парогенераторах. Парогенератор ПГВ-213 предназначен для выработки сухого насыщенного пара давлением Р = 47 кгс/см2 с температурой 260 С в составе атомной электростанции с водоводяным энергетическим реактором ВВЭР-440 и является составной частью циркуляционных петель реакторной установки. Принцип работы ПГ заключается в непрерывной выработке пара путем подогрева и испарения питательной воды второго контура за счет тепловой энергии, получаемой при работе реактора. В схеме АЭС парогенератор является одним из главных элементов, поскольку в нем осуществляется производство рабочего тела - водяного пара. В то же время ПГ является как бы связующим звеном между первым и вторым контурами (Тепло, выделяющееся в активной зоне реактора в результате деления ядер урана U235, переносится теплоносителем по шести трубопроводам в шесть ПГ, где передается кипящей воде, находящейся под меньшим давлением, и расходуется на подогрев воды до температуры кипения и генерацию пара, после чего охлажденный теплоноситель по шести трубопроводам циркуляционными насосами возвращается в реактор). Расход теплоносителя через ПГ определяется следующим условием: на одну петлю реактора - один ПГ. Для реактора типа ВВЭР-440 оптимальное количество петель - шесть. Это определяется конструкцией корпуса реактора (расположением входных и выходных патрубков в корпусе) и допустимыми гидравлическими параметрами систем трубопроводов и внутрикорпусных устройств. С уменьшением числа петель снижается стоимость реакторной установки, но при этом возрастают внутренние диаметры трубопроводов первого контура, что усложняет их приварку к корпусу реактора. В ПГ предусмотрена непрерывная и периодическая продувки для обеспечения необходимой чистоты пара.
Для выравнивания давления перед турбинами парогенераторы подключены в общий паровой коллектор (ГПК). Коллектор может быть разделён на два полуколлектора, по которым пар поступает к турбинам. На каждом полуколлекторе есть одна редукционная установка БРУ-А для сброса пара в атмосферу, две редукционные установки БРУ-К для сброса пара в конденсаторы, три редукционные установки резервирования питания деаэраторов БРУ-Д и одна редукционная установка собственных нужд БРУ-С.
Каждый турбоагрегат вместе со своим вспомогательным оборудованием образует самостоятельную систему, которая может эксплуатироваться при работе не менее 3 парогенераторов.
Насыщенный пар, образовавшийся в парогенераторах, направляется в шестиступенчатый цилиндр высокого давления (ЦВД) турбины. Цилиндр высокого давления имеет 5 нерегулируемых отборов для регенеративного подогрева питательной воды и основного конденсата. После ЦВД пар поступает в сепаратор-пароперегреватель (СПП).
Сепаратор-пароперегреватель СПП-220М предназначен для удаления влаги и перегрева пара после ЦВД турбины и обеспечения, таким образом, допустимой конечной влажности пара в последних ступенях ЦНД турбины. На каждой турбоустановке установлено по два сепаратора - пароперегревателя. СПП-220М выполнен в виде однокорпусного вертикального аппарата, содержащего сепаратор и две ступени перегрева. В верхней части корпуса расположен сепаратор, в нижней - две ступени перегрева.
Перегретый пар поступает в два двухпоточных, пятиступенчатых цилиндра низкого давления (ЦНД), каждый из которых имеет 3 нерегулируемых отбора для регенеративного подогрева основного конденсата.
Пар после цилиндров низкого давления конденсируется в конденсаторе. Конденсатор предназначен для конденсации пара, отработавшего в турбине или сбрасываемого через БРУ-К, приёма конденсата для последующей откачки конденсатными насосами в деаэратор. Для одной турбины установлен один конденсатор, состоящий из двух симметричных половин. При нормальном режиме эксплуатации в работе находятся обе половины конденсатора.
Образовавшийся конденсат откачивается с помощью конденсатных насосов через эжектор уплотнения и основные эжекторы, регулятор уровня в конденсаторе и 5 подогревателей низкого давления в деаэратор. Для одной турбины установлено три конденсатных насоса. В нормальном режиме работы при номинальной нагрузке на турбине работают два насоса и один насос находится в резерве. Основные эжекторы предназначены для отсоса неконденсирующихся газов из конденсаторов с целью поддержания заданного значения вакуума при работе турбины. Для одной турбины установлено три основных эжектора. В нормальном режиме работы турбины работают два эжектора, один находится в резерве. Эжектор уплотнений предназначен для отсоса паровоздушной смеси из крайних камер концевых лабиринтовых уплотнений турбины. Для одной турбины установлен один ЭУ. При работе турбины эжектор уплотнений всегда находится в работе. Регулятор уровня в конденсаторе осуществляет регулирование уровня в конденсаторе путём возврата части конденсата в конденсатор. В системе основного конденсата турбины установлен один РУК.
В деаэраторе происходит одновременно дегазация и подогрев питательной воды. Уровень в деаэраторе поддерживается подпиткой химобессоленной водой через конденсатор. В режимах пуска и останова используется трубопровод подачи химобессоленной воды в деаэратор. В нормальном режиме экспуатации оба деаэратора блока связаны между собой по пару и воде уравнительными линиями и работают, как одна установка.
Из деаэраторов вода поступает к питательным насосам (ПЭН), которые подают питательную воду через 3 подогревателя высокого давления (ПВД) в парогенераторы. При отключённых ПВД питательная вода подаётся через байпас ПВД, что ухудшает термический кпд блока.
В режимах пуска-останова блока для подпитки ПГ используются аварийные питательные насосы (АПЭН).
Несконденсированный пар вместе с газами, выделившимися из воды, отводится эжекторами в атмосферу.
Питательные насосы предназначены для подачи питательной воды из деаэраторов через регенерацию высокого давления в парогенераторы. На одном блоке установлено пять питательных насосов типа ПЭ-850-65. При номинальной нагрузке блока в работе находятся 4 насоса и один насос в резерве. На питательных насосах имеются линии рециркуляции для предотвращения "запаривания" насоса при низких подачах, по которым питательная вода возвращается в деаэраторы. Аварийные питательные насосы предназначены для подачи питательной воды из деаэраторов в парогенераторы в режиме аварийного отключения ПЭН и в режимах пуска и останова блока. На одном блоке установлено 2 аварийных питательных насоса типа СПЭ_65-56, которые подключены к сети надёжного питания, и один из насосов входит в перечень механизмов, включающихся по программе ступенчатого пуска. Трубопровод от аварийных питательных насосов подключен к общему коллектору питательной воды перед парогенераторами. Во избежание "запаривания" насоса на малых подачах предусмотрена линия рециркуляции в деаэратор. Дополнительные аварийные питательные насосы (RR22, 62D01) подают химобессоленную воду из БЗК в ПГ при аварийных уровнях в парогенераторах. На блоке установлено два ДАПЭН, которые подключены к сети надёжного питания. Каждый насос питается от отдельной, независимой системы надёжного питания и входит в перечень механизмов, включающихся по программе ступенчатого пуска.
Циркуляционные насосы предназначены для подачи охлаждающей воды в конденсаторы турбин и на другие потребители машзала и реакторного цеха. На конденсаторы одной турбины вода поступает от двух циркуляционных насосов. При работе турбины на номинальной нагрузке в работе находятся два циркнасоса.
Насосы газоохлаждения предназначены для подачи циркуляционной воды на 2 теплообменника системы охлаждения статора генератора, 4 воздухоохладителя возбудителя, 4 газоохладителя генератора и тиристорную установку. При работе турбины один насос НГО находится в работе, а другой в резерве.
Система планового расхолаживания первого контура предназначена для расхолаживания реакторной установки с плановой скоростью и снятия остаточного тепловыделения с реактора при проведении планово-предупредительного ремонта блока. Она состоит из двух редукционных установок расхолаживания, двух технологических конденсаторов и трёх насосов расхолаживания.
Завершение технологического процесса преобразования тепловой энергии, образующейся при высвобождении внутриядерной, в электрическую на энергоблоках первой очереди Кольской АЭС с реакторами типа ВВЭР_440 осуществляется с помощью турбогенераторов типа ТВВ_220_2А. На каждом энергоблоке установлено по два турбогенератора такого типа, мощность каждого из которых составляет 220 МВт. Как источники электроэнергии турбогенераторы являются одними из основных компонентов главной схемы электрических соединений энергоблока, в состав которого они входят.
Для обеспечения оптимального режима эксплуатации оборудования с точки зрения протекания коррозионных процессов, наличия отложений необходимо максимально уменьшить концентрации в воде и паре растворенных продуктов коррозии, а также агрессивных примесей, вызывающих коррозию металла. Для этого требуется:
удаление присутствующих в природных водах примесей, находящихся в грубодисперсном и коллоидном состоянии, растворенных солей, которые образуют малорастворимые соединения (соли жесткости);
максимально полное удаление растворимых в воде коррозионно-агрессивных примесей и создание условий наибольшей сохранности металла, как основного, так и вспомогательного оборудования.
Современные методы физико-химической обработки природной воды, используемые в водоподготовительной установке, позволяют получить практически полностью обессоленную воду и обеспечить выполнение вышеперечисленных требований, являющихся одними из основных условий, гарантирующих длительную и безаварийную работу оборудования.
Очистку исходной воды производят в несколько этапов:
предочистка - освобождение от грубодисперсных и коллоидных примесей;
дегазация - удаление растворимых газов;
ионный обмен-удаление примесей, находящихся в истинно растворенном состоянии.
Система водоподготовительной установки имеет следующие задачи нормального режима работы:
прием и предварительная очистка (осветление) сырой воды
хранение осветленной воды в баках запаса осветленной воды БОВ_1, 2.
частичное обессоливание и декарбонизация осветленной воды
хранение частично-обессоленной и декарбонизованной воды в баках декарбонизованной воды БДВ_1, 2
глубокое обессоливание декарбонизованной воды на ионообменных фильтрах II и III ступенях
подача химобессоленной воды потребителям.
Система обеспечивает регламентируемый объем в баках запаса химобессоленной воды БЗОВ, баках чистого конденсата.
Технологические характеристики основного оборудования.
Состав энергоблока
Каждый энергоблок включает в себя реакторную установку и две турбоустановки. Тепловая схема АЭС двухконтурная.
Первый контур - радиоактивный и состоит из гетерогенного реактора на тепловых нейтронах, шести главных циркуляционных петель, парового компенсатора давления, вспомогательного оборудования. В состав каждой циркуляционной петли входят: горизонтальный парогенератор, главный циркуляционный насос, главный циркуляционный трубопровод Ду 500 из нержавеющей стали.
Водоводяной энергетический реактор ВВЭР-440 является реактором корпусного типа. В качестве теплоносителя и замедлителя используется раствор борной кислоты под давлением. В качестве топливе используется обогащенная двуокись урана. Нагреваемый, при прохождении через активную зону реактора, теплоноситель первого контура поступает в парогенераторы, где отдает свое тепло черед стенки трубной системы воде второго контура.
Второй контур - нерадиоактивный состоит из паро-производительной части парогенераторов, главных паропроводов, двух турбоагрегатов, их вспомогательного оборудования и обслуживающих систем, оборудования деаэрации, подогрева и подачи питательной воды в парогенераторы.
Турбоустановка К-220-44 и ее модернизированная модификация К-220-44-3 представляет собой одновальный агрегат с одним цилиндром высокого давления и двумя двухпоточными цилиндрами низкого давления.
Каждая турбина вращает генератор ТВВ-220-2А с водяным охлаждением обмотки статора и водородным охлаждением ротора и его возбудитель, а турбины первой очереди, кроме того, генератор собственного расхода (ГСР) и его вспомогательные механизмы. Каждый ГСР предназначен для питания двух главных циркуляционных насоса 1 контура.
Главный корпус
Главный корпус каждой очереди АЭС состоит из реакторного (аппаратного) отделения, общего для двух блоков, двух поперечных и одной продольной этажерок электротехнических устройств (ЭЭТУ) и общего для обеих очередей машинного зала, где расположены в продольном направлении 8 турбоустановок с вспомогательным оборудованием.
В реакторном отделении размещается основное оборудование ядерной паро-производящей установки (ЯППУ) и системы обеспечивающие ее безопасную работу в нормальных и аварийных режимах. Так как ЯППУ является потенциальным источником образования радиоактивных веществ и ионизирующих излучений, основное назначение здания реактора состоит из двух задач. Первая - защита окружающей среды от радиоактивных веществ и радиоактивных излучений.
Эту задачу выполняет внутренний герметичный объем, в пределах помещений которого локализуются образующиеся при аварийных ситуациях радиоактивные вещества.
Турбинное отделение представляет собой однопролетное здание с размерами в плане 39х504 м. Оперативная отметка машинного зала +9,6 м. Пол конденсационного подвала: - 3,6 м. Определено продольное размещение турбин в 15 метрах от ряда А.
Отметка подкранового пути 20,70 метра обеспечивает выем подогревателей высокого давления, снятие верхней крышки цилиндре низкого давления и монтаж статора генераторе мостовыми кранами грузоподъемностью 125 т. с.
Вспомогательное отделение представляет собой здание, непосредственно примыкающее к реакторному отделению.
В зданиях ЭЭТУ с отм. - 3.60 и до отм. +9.60 размещаются устройства электроснабжения, КИП, АСУ, БЩУ, РЩУ, химлаборатории и помещения оперативного персонала. На вышележащих отметках размещены трубопроводные коридоры (главные паропроводы и питательные трубопроводы, связывающие парогенераторы и турбоустановки) и помещения системы вентиляции и кондиционирования.
Системы охлаждения
На АЭС предусматривается следующие системы охлаждения:
система циркуляционного водоснабжения, предназначенная для отвода тепла от конденсаторов турбин;
системы технической охлаждающей воды реакторного и турбинного отделений;
системы охлаждающей воды газо - и маслоохлаждения турбоагрегатов.
Источником водоснабжения Кольской АЭС является озеро Имандра, состоящее из трех плесов: Большой, Экостровской и Бабинской Имандры. Вода забирается открытым подводящим каналом из губы Глубокой Экостровской Имандры и по отводящему каналу сбрасывается в губу Молочную Бабинской Имандры.
Размещение площадки АЭС на длинном узком полуострове, разделяющем Экостровскую и Бабинскую Имандры, с расстоянием между водозабором и сбросом порядка 22 км предопределило превращение по существу оборотной системы охлаждения в прямоточную, так как вода полностью охлаждается на пути от сброса до водозабора
Ниже приведено описание схемы циркуляционного водоснабжения 1 очереди (схема циркуляционного водоснабжения 2 очереди аналогична).
Из открытого подводящего канала вода забирается восемью вертикальными осевыми насосами, установленными в здании насосной станции, и подается в конденсаторы турбин по напорным стальным подземным водоводам Ду 1800.
При блочной схеме водоснабжения каждый циркуляционный насос работает на свой тракт (на отдельный конденсатор), благодаря чему исключается параллельная работа циркуляционных насосов и схема имеет минимальное количество арматуры на тракте, только на сливном водоводе установлен поворотный затвор (сливная заслонка).
Перед конденсаторами часть воды отбирается на нужды масло - и газоохлаждения соответствующего турбоагрегата и некоторые другие потребители машзала (маслоохладители и электродвигатели ПЭН).
После конденсаторов вода отводится по самотечным стальным подземным водоводам через водосливные пороги регулирующего сооружения в открытый отводящий канал.
Самотечные водоводы, для каждого энергоблока отдельный, расположены под главным корпусом АЭС и проходят сначала вдоль ряда А машзала, где в него сбрасывается циркуляционная вода из конденсаторов турбин водоводами Ду 1800, а также сливается отработанная вода с масло - и газоохлаждения турбоагрегатов, техническая вода с теплообменников аппаратного отделения и машзала, а также при необходимости сбрасывается конденсат турбин, БЗОВ, БГК, теплофикационной установки.
Продольный участок водовода имеет разный диаметр: в месте сброса с конденсаторов первой и четвертой турбин Ду 2800, с конденсаторов второй и третьей турбин - Ду 3600, а в месте сброса с масло - и газоохлаждения турбоагрегата № 4 - Ду 600.
В районе осей 2224 самотечные водоводы обоих блоков Ду 3600 поворачивают на 90 и проходят под главным корпусом в поперечном направлении к регулирующему сооружению. В месте поворота из обоих водоводов по трубопроводам Ду 1000 отбирается вода на всас насосов техводы и насосов пожаротушения трансформаторов, а по трубопроводам Ду 300 отбирается вода на всас насосов сырой воды.
На поперечном участке водоводы у ряда Б в машзале имеют патрубки Ду 1000, через которые производится слив воды от потребителей техводы аппаратного отделения, машзала, вентцентра, СВО, технологических конденсаторов, баков техводы.
Для предотвращения аварийных ситуаций зимой, вызываемых забиванием водозабора шугой, для поддержания температуры воды на водозаборе в пределах 3-5 С, используется подвод к нему подогретой в конденсаторах турбин воды через сооружения обогрева водозабора.
Теплая вода из самотечного водовода 1 блока от турбины № 1 в сторону постоянного торца машзала трубопроводом Ду 2000 подается через колодец с управляемым затвором в закрытый подземный железобетонный канал внутренним сечением 2000 х 1800 (высота на ширину), который проложен в пристанционном узле в сторону подводящего канала.
По этому каналу вода, нагретая в конденсаторах турбин, пройдя перепадный железобетонный колодец, по металлическому подводному водоводу Ду 1800 выпускается в подводящий канал на уровне его дна, где происходит ее смешение с холодной водой, и, таким образом, повышение температуры последней.
Обращение с топливом
Транспортно-технологическая часть по обращению с ядерным топливом на АЭС обеспечивает:
прием и хранение свежего ядерного топлива,
подготовку свежего ядерного топлива перед его загрузкой в реактор;
перегрузку ядерного топлива в активной зоне реактора;
извлечение отработавшего ядерного топлива из активной зоны реактора;
выдержку отработавшего ядерного топлива сроком до пяти лет;
временное хранение (до прихода эшелона) выдержанного отработавшего ядерного топлива перед его отправкой на завод регенерации;
транспортировку свежего и отработавшего ядерного топлива по территории АЭС;
отправку выдержанного отработавшего ядерного топлива с АЭС на завод регенерации;
биологическую защиту обслуживающего персонала на всех этапах производства работ по перегрузке, транспортировке и хранению ядерного топлива.
Прием, хранение и подготовка свежего ядерного топлива перед загрузкой его в реактор производится в помещении хранилища свежего топлива (ХСТ), находящегося в здании аппаратного отделения.
Свежее ядерное топливо в специальных контейнерах подается по железной дороге в транспортный коридор, откуда контейнеры поднимаются мостовым краном в аппаратное отделение.
Перегрузка ядерного топлива в реакторе и выдержка отработавшего ядерного топлива в бассейне перегрузки (выдержки) осуществляется в реакторном отделении энергоблока.
Транспортно-технологические операции по перегрузке ядерного топлива в реакторе и ревизии внутрикорпусных устройств производятся в реакторном отделении энергоблока во время останова реактора и включают в себя следующее:
подготовку реактора к перегрузке;
доставку в реакторное отделение свежего ядерного топлива;
отправку из реакторного отделения выдержанного отработавшего ядерного топлива;
перегрузку ядерного топлива в активной зоне реактора;
ревизию внутрикорпусных устройств и узлов реактора.
При подготовке к перегрузке реактор останавливается, расхолаживается и частично разбирается, при этом все необходимое оборудование размещается в центральном зале реакторного отделения, как на полу, так и на площадках обслуживания, расположенных вдоль стен центрального зала.
Перед проведением перегрузки свежее ядерное топливо размещается на временное хранение в стеллажах бассейна перегрузки (выдержки). Перегрузка реактора производится с помощью перегрузочной машины. При перегрузка ядерного топлива шахтный объем реактора и бассейн перегрузки заполняются борированной водой.
Операции по перегрузке ядерного топлива в активной зоне реактора предусматривают замену отработавших топливных сборок (ТВС) и стержней СУЗ на свежие, а также перестановку ТВС внутри активной зоны.
Перегрузочная машина одновременно проводит операции только с одной ТВС или с одним стержнем СУЗ.
В период проведения ежегодной перегрузки ядерного топлива производятся операции, связанные с профилактическими ремонтными работами на верхнем блоке (ревизия и замена дефектных приводов СУЗ) и блоке защитных труб, а раз в четыре года производится ревизия всех внутрикорпусных устройств и корпуса реактора.
Работы по перегрузке внутрикорпусных устройств из корпуса реактора осуществляются с помощью мостового крана реакторного отделения.
Хранение (выдержка) отработавшего ядерного топлива в реакторном отделении производится в бассейне перегрузки (выдержки) в течении 5-ти лет для снятия активности и остаточных тепловыделений от отработавших ТВС до значений, допустимых при их транспортировании.
Бассейн перегрузки расположен в реакторном отделении в пределах гермозоны и выполнен таким образом, чтобы его емкость позволяет обеспечить хранение в течении 5-ти лет отработавшего ядерного топлива, образующегося в процессе эксплуатации одного энергоблока, а также обеспечить выгрузку полной активной зоны реактора при ревизии корпуса реактора или в случае аварии.
Описание парогенератора. Назначение парогенератора
На 1 очереди применяются парогенераторы ПГВ-4М, на 2 очереди их дальнейшая модификация ПГВ-213 (см. рис.1-3).
Парогенератор ПГВ-213 предназначен для выработки сухого насыщенного пара давлением Р = 47 кгс/см2 с температурой 260 С в составе атомной электростанции с водоводяным энергетическим реактором ВВЭР-440 и является составной частью циркуляционных петель реакторной установки.
Принцип работы ПГ заключается в непрерывной выработке пара путем подогрева и испарения питательной воды второго контура за счет тепловой энергии, получаемой при работе реактора.
Конструкция и характеристики ПГ типа ПГВ-213 обеспечивают выполнение основных требований, предъявляемых к его конструкции и компоновке:
Парогенератор обеспечивает охлаждение теплоносителя первого контура до требуемого уровня температур во всех проектных режимах.
Схема компоновки ГЦК в совокупности с ПГ обеспечивает охлаждение теплоносителя при естественной его циркуляции.
Обеспечено резервирование подачи питательной воды в ПГ по отдельной линии.
Все элементы, работающие под давлением, обладают надежностью и удовлетворяют требованиям "Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок", "Норм расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок".
Габаритные размеры ПГ обеспечивают транспортировку по железным дорогам.
Обеспечена сохранность ПГ при воздействии нагрузок, возникающих в проектных режимах.
Конструкция ПГ обеспечивает удобство монтажа и эксплуатации, возможность обнаружения и ликвидации повреждений, возможность полного дренирования ПГ.
Примечание: Сколько-нибудь существенное попадание теплоносителя в питательную воду недопустимо, т.к. паротурбинный контур не имеет биологической защиты. Проникновение же питательной воды в первый контур может привести к аварийной ситуации в реакторе.
Одним из преимуществ горизонтального ПГ является простота его сепарационной схемы - гравитационная сепарация в паровом объеме и доосушение в жалюзийном сепараторе, в качестве выравнивающих устройств - потолочный дырчатый лист. Схема сепарации в горизонтальном ПГ имеет минимально возможное гидравлическое сопротивление, практически не оказывает влияния на кратность циркуляции в водяном объеме.
В основу проектирования ПГ заложены конструкционный, тепловой и гидродинамический расчеты.
В схеме АЭС парогенератор является одним из главных элементов, поскольку в нем осуществляется производство рабочего тела - водяного пара.
В то же время ПГ является как бы связующим звеном между первым и вторым контурами (Тепло, выделяющееся в активной зоне реактора в результате деления ядер урана U235, переносится теплоносителем по шести трубопроводам в шесть ПГ, где передается кипящей воде, находящейся под меньшим давлением, и расходуется на подогрев воды до температуры кипения и генерацию пара, после чего охлажденный теплоноситель по шести трубопроводам циркуляционными насосами возвращается в реактор).
Поэтому при проведении расчетов парогенераторной установки задаются параметры как первого, так и второго контуров:
полный расход пара на обе турбины блока - 2700 т/ч;
параметры пара, поступающего на турбину:
температура 260 С;
давление 46 кгс/см2;
влажность 0,25 %;
температура питательной воды - 164 223 С;
вид теплоносителя - вода под давлением;
расход теплоносителя через реактор - 40850 м3/ч;
параметры теплоносителя:
давление 125 кгс/см2;
температура теплоносителя на входе в реактор 268С;
температура теплоносителя на выходе из реактора 298 С
(средний подогрев теплоносителя в реакторе - 30С).
Расход теплоносителя через ПГ определяется следующим условием: на одну петлю реактора - один ПГ. Для реактора типа ВВЭР-440 оптимальное количество петель - шесть. Это определяется конструкцией корпуса реактора (расположением входных и выходных патрубков в корпусе) и допустимыми гидравлическими параметрами систем трубопроводов и внутрикорпусных устройств. С уменьшением числа петель снижается стоимость реакторной установки, но при этом возрастают внутренние диаметры трубопроводов первого контура, что усложняет их приварку к корпусу реактора.
Схема обвязки (включения) ПГ состоит из:
собственно парогенератора с коллекторами первого контура и паровыми патрубками;
трубопроводов Ду500 "горячей" и "холодной" ниток ГЦК;
(Горячий теплоноситель поступает в ПГ по трубопроводу Ду500 в "горячий" коллектор, откуда раздается по змеевикам. Проходя внутри змеевиков, теплоноситель отдает тепло котловой воде ПГ и, охлаждаясь, выходит в "холодный" коллектор и далее поступает в "холодную" нитку главного циркуляционного трубопровода Ду500 на всас ГЦН.)
трубопровода Ду250 питательной воды;
(Питательная вода по трубопроводу Ду250 подается в ПГ по трубе питательной воды, откуда через сопла поступает по коридору в трубный пучок на "горячую" сторону, чем достигается частичное выравнивание паровой нагрузки по сечению ПГ за счет конденсации части пара. Циркуляция котловой воды в ПГ - естественная.)
паропровода Ду450;
(Пар, осушенный в паровом объеме ПГ за счет сил гравитации и, дополнительно, в жалюзийном сепараторе выходит из ПГ через пять паровых патрубков в коллектор пара и по нему и паропроводам - на турбину. На каждом паропроводе за пределами герметичной зоны установлены два предохранительных клапана Ду250, быстродействующий отсечной клапан и паровая задвижка.)
трубопровода системы аварийной подпитки Ду100;
(При обесточивании блока и аварии водопитательной установки в ПГ по этой магистрали подается вода из баков запаса конденсата в течение всего периода расхолаживания. Эта вода подается в ПГ через отдельный патрубок Ду100 в коллектор, расположенный в паровом объеме ПГ.)
трубопроводов непрерывной продувки;
трубопроводов периодической продувки;
трубопроводов систем КУП, КВПП, 18х2,5 мм;
трубопроводов - воздушников первого контура, 18х2,5 мм;
трубопроводов - воздушников второго контура, 18х2,5 мм;
трубопровода системы КПВ, 18х2,5 мм;
трубопроводов системы КПР, 25х6 мм.
Вспомогательные системы ПГ
Система продувки ПГ
Непрерывная и периодическая продувки ПГ предусмотрены в конечном итоге для обеспечения необходимой чистоты пара.
Пар, выходящий из ПГ, в своем составе имеет всегда различные примеси котловой воды. Эти примеси попадают в пар с каплями жидкости, которые пар захватывает с зеркала испарения и уносит потоком. Концентрация примесей в паре определяется влажностью пара и концентрацией примесей в котловой воде ПГ.
Для каждого класса ПГ опытным путем устанавливаются допустимое значение примесей в воде ПГ и величина продувки.
Непрерывная продувка (примерно 0,5 % от паропроизводительности ПГ, 2, 25 т/ч от одного ПГ) служит для поддержания в котловой воде допустимых концентраций растворимых примесей, а также для вывода твердых веществ.
Периодическая продувка ( 13, 5 т/ч от одного ПГ) предусмотрена из самых низких точек корпуса ПГ - "карманов" - и служит для кратковременного сброса относительно больших количеств воды со значительным содержанием твердых частиц.
В состав системы продувки ПГ входят:
трубопроводы и запорная арматура непрерывной продувки;
трубопроводы и запорная арматура периодической продувки;
расширитель продувки;
охладитель продувки;
доохладитель продувки;
охладитель дренажей ПГ;
насос бака слива воды из ПГ;
бак слива воды из ПГ.
Трубопроводы непрерывной продувки каждого ПГ выполнены из нержавеющих труб Ду50. На каждом трубопроводе в пределах гермообъема установлены:
запорный вентиль Ду50 с ручным приводом;
запорный вентиль Ду50 с электроприводом;
дроссельное устройство;
расходомерное устройство.
Трубопроводы непрерывной продувки от всех ПГ в свою очередь объединяются в общий коллектор Ду150, на котором установлены:
два отсечных быстродействующих клапана Ду150;
задвижка запорная Ду150 с электроприводом;
клапан регулирующий Ду150;
дроссельное устройство.
Трубопроводы периодической продувки выполнены из нержавеющих труб Ду80 и Ду25 и объединяются в общий коллектор Ду100. Трубопроводы продувки "карманов" каждого ПГ от штуцеров до точек смешивания потоков выполнены симметрично, с равными гидравлическими сопротивлениями.
На каждом трубопроводе в пределах гермообъема установлены:
запорный вентиль Ду80 с ручным приводом;
два запорных вентиля Ду25 с электроприводом.
На общем коллекторе периодической продувки ПГ установлены:
два отсечных быстродействующих клапана Ду100;
вентиль запорный Ду100 с электроприводом;
вентиль запорный Ду100 с ручным приводом;
расходомерное устройство;
дроссельное устройство.
Коллекторы непрерывной и периодической продувки соединены перемычкой с обратным клапаном и ручным запорным вентилем.
В пределах помещения продувки ПГ в общую магистраль периодической продувки подключен трубопровод Ду 76 для дренажа ПГ. На трубопроводе дренажа ПГ установлены два запорных вентиля Ду 80 с ручными приводами.
Коллекторы непрерывной и периодической продувки объединены в общий трубопровод Ду 150, из которого продувочная вода по двум патрубкам Ду 100 поступает в расширитель продувки.
В расширитель продувки продувочная вода поступает через тангенциально расположенные патрубки, способствующие завихрению потока, что улучшает сепарацию пара.
В расширителе происходит частичное испарение продувочной воды, отсепарированный пар по трубопроводу Ду 150 поступает в паровую магистраль деаэраторов турбинного цеха.
От превышения давления расширитель продувки защищен двумя пружинными предохранительными клапанами, настроенными на давление 6,7 кгс/см2 и 6,8 кгс/см2 соответственно.
Продувочная вода из расширителя продувки поступает в охладитель продувки. Уровень продувочной воды в расширителе продувки поддерживается регулятором, который установлен на трубопроводе продувочной воды после охладителя продувки.
В охладителе продувки продувочная вода охлаждается основным конденсатом, поступающим из ТЦ, до 40 С и подаётся на установку СВО-5, откуда очищенная вода возвращается в дренажные баки ТЦ.
Температура продувочной воды на выходе из охладителя продувки регулируется расходом конденсата турбин через регулирующий клапан.
В режиме совпадения работы непрерывной и периодической продувки в работу подключается доохладитель продувки.
Температура продувочной воды из доохладителя продувки регулируется расходом технической воды через регулирующий клапан
Дренаж ПГ осуществляется через охладитель дренажей в бак слива воды из ПГ, откуда продувочная вода откачивается насосом на СВО-5 или сливается в спецканализацию.
Для исключения термоопрессовки межтрубного пространства теплообменников при проникновении горячей воды из расширителя продувки в межтрубное пространство на трубопроводах слива техводы установлены предохранительные клапаны.
Для контроля за ВХР ПГ имеются пробоотборы котловой воды. Пробоотборы врезаны в трубопроводы непрерывной продувки ПГ до объединения их в общий коллектор.
Для проведения гидравлических испытаний теплообменников системы продувки в схеме предусмотрена линия с арматурой.
Система регулирования уровня в ПГ
Необходимость измерения и регулирования уровня в ПГ определена следующими условиями:
повышение уровня воды в ПГ приводит к увеличению влажности пара, подаваемого на турбину и, как следствие, увеличивает эрозионный износ проточной части турбины;
резкое повышение уровня в ПГ может привести к забросу воды в проточную часть турбины и ее разрушению;
снижение уровня воды в ПГ приводит к уменьшению поверхности теплосъема, снижению паропроизводительности и, как следствие, увеличению средней температуры первого контура, увеличению температуры рабочих кассет.
Уровень в ПГ в стационарном, переходном и аварийном режимах работы блока во всех диапазонах нагрузок поддерживается регуляторами питания ПГ:
основным, установленным на линии нормальной подпитки;
безопасным, установленным на линии нормальной подпитки, на байпасе основного регулятора;
аварийным, установленным на линии аварийной подпитки.
Задача регулятора уровня в парогенераторе состоит в том, чтобы привести расход питательной воды в соответствие с массовым потоком (насыщенный пар и продувка). Кроме того, необходимо компенсировать изменение уровня вследствие изменения температуры теплоносителя первого контура.
Основной регулирующей величиной является "Уровень в парогенераторе", вспомогательными величинами - "Расход питательной воды" и "Расход пара". Они измеряются с помощью уравнительных сосудов, расходомерной диафрагмы и дифференциального манометра. Сигналы разности давления суммируются в измерительном блоке и сумма сравнивается с заданной величиной.
Отклонение усиливается и направляется на вход регулирующего блока. В регулирующем блоке образуется, в зависимости от величины отклонения, единичный импульс или последовательность импульсов, изменяющих положение регулятора питательной воды и тем самым количество воды, поступающей в парогенератор.
Сигналы по изменению уровня в ПГ от вторичных приборов выводятся на световое табло БЩУ и РЩУ, а также на информационный комплекс "Орион". На БЩУ имеется также звуковая предупредительная и аварийная сигнализация по отклонению уровня.
Система контроля плотности выгородок (КПВ)
Система контроля плотности выгородок коллекторов первого контура предназначена для обеспечения контроля плотности выгородок в процессе эксплуатации парогенератора.
Конструкционной особенностью парогенераторов ПГВ-213 является выполнение коллекторов первого контура, проходящими через уровень котловой воды (кольцевой сварной шов расположен в зоне раздела "вода-пар") и имеющих разъёмное соединение верхней части для доступа внутрь коллектора.
Кроме ряда преимуществ такой компоновки прохождение коллекторов через уровень приводит к необходимости их защиты в зоне раздела "вода-пар" от коррозионного воздействия и циклических температурных нагружений, возникающих вследствие колебания уровня. Наличие на границе раздела фаз переходной зоны с плавным увеличением паросодержания создает возможность доупаривания котловой воды на поверхности коллекторов теплоносителя. Этот процесс во времени сопровождается повышением концентрации коррозионно-активных примесей, в том числе хлор-ионов, имеющихся в питательной воде, до значений, существенно превышающих предельно-допустимые величины, осаждением и накоплением примесей на поверхности коллектора.
Защита коллекторов (основной металл и кольцевые швы) от непосредственного контакта с питательной водой на границе раздела "вода-пар" осуществляется установкой кожухов (выгородок), привариваемых к коллектору выше уровня воды и ниже него.
На корпусе выгородки имеются два заглушенных патрубка Ду200, через которые во время ремонта ПГ контролируется состояние металла коллектора, и штуцер Ду10 для подсоединения импульсной линии.
Внутри ПГ импульсные линии от каждой выгородки объединяются в одну, которая выводится через штуцер во фланце люка-лаза.
На импульсной линии от каждого ПГ установлены манометры для контроля по месту.
В помещении А-252 на каждой импульсной линии имеется дифманометр с выводом показаний и сигнализации на БЩУ.
При работе парогенератора вентили от ПГ до манометра должны быть открыты, остальные вентили закрыты, установлены съемные заглушки, система КПВ заполнена азотом и находится под давлением 4 ±0,1 кгс/см2.
При отклонении давления ниже 3,5 кгс/см2 и выше 4,5 кгс/см2, что свидетельствует о нарушении плотности системы КПВ, от ЭКМ выдается на БЩУ звуковой и световой предупредительные сигналы.
Система КПВ должна обеспечивать сохранение давления азота в выгородке с допускаемой утечкой не более 0,5 кгс/см2 за 10 суток.
Для заполнения системы КПВ используется азот.
Применение сжатого воздуха для каких-либо операций в системе КПВ запрещается.
При остановках ПГ и проведении регламентных или ремонтных работ, не связанных с системой КПВ, система КПВ должна быть заполнена азотом с давлением ~ 1,5 кгс/см2.
При гидроиспытаниях ПГ по второму контуру в системе КПВ необходимо поддерживать давление азота 4 кгс/см2.
Система контроля уровня в ПГ (КУП)
Система контроля уровня в ПГ предназначена для определения действительного уровня котловой воды в ПГ с последующей тарировкой уровнемеров ПГ.
Система включает в себя:
индикатор уровня (по одному на каждый ПГ);
охладители проб индикаторов уровня;
ротаметры;
трубопроводы 18х2,5 мм и запорную арматуру.
Система КУП позволяет солевым методом (используется свойство различной растворимости в котловой воде и паре примесей, поступающих в ПГ с питательной водой) непосредственно зафиксировать достижение массовым уровнем в ПГ известной высотной отметки над трубным пучком, на которой расположен пробоотборник индикатора уровня.
Индикатор уровня установлен внутри ПГ, трубопроводы нижнего и верхнего пробоотборников выведены из ПГ через технологический фланцевый штуцер Ду80.
Индикатор уровня состоит из двух пробоотборников, установленных внутри защитного кожуха на высоте 50 и 150 мм от верхнего ряда трубного пучка. Кожух сообщается с паровым и водяным объемами ПГ. Благодаря отсутствию пузырей пара в слое воды, находящемся внутри кожуха индикатора, в нем устанавливается уровень, соответствующий массовому уровню в ПГ.
При увеличении уровня воды происходит затопление пробоотборника, установленного на известной высоте. Эта высота сопоставляется с показаниями уровнемеров в момент затопления. При измерении отбираются пробы продувочной воды и пароводяной смеси из пробоотборников индикатора, с помощью пламяфотометра определяется концентрация натрия в пробах.
При затоплении пробоотборника индикатора концентрация натрия в пробе приближается к концентрации натрия в продувочной воде. Показание уровнемера, после достижения которого концентрация натрия в пробе индикатора становится практически постоянной и близкой к концентрации натрия в котловой воде, считается соответствующим массовому уровню, равному расстоянию пробоотборника индикатора от трубного пучка.
При выполнении оперативной проверки положения массового уровня производится одновременный отбор проб котловой воды из линии непрерывной продувки и из обоих пробоотборников в течении 15 минут и сравнение показаний прибора, определяющего содержание ионов натрия во всех взятых пробах.
Измерения производятся при номинальном уровне в ПГ, номинальных параметрах в первом и втором контурах.
Если обе пробы, отобранные из индикатора уровня, по содержанию натрия совпадают с пробой, взятой из продувочной воды, то это означает, что оба пробоотборника в индикаторе уровня затоплены котловой водой и массовый уровень в ПГ превышает верхнее предельно-допустимое положение уровня.
Если содержание натрия в пробах, отобранных из индикатора уровня, на два и более порядка ниже значения, полученного в пробе продувки, то это означает, что оба пробоотборника находятся в паровой среде и массовый уровень в ПГ находится ниже минимального допустимого значения.
Система контроля влажности пара в паропроводе (КВПП)
Система КВПП предназначена для определения влажности пара в паропроводе на выходе из ПГ методом измерения солесодержания проб пара.
Для определения влажности пара используется "солевая" методика, по которой влажность пара считается равной коэффициенту уноса с паром элемента, мало растворимого в воде (соли натрия).
Система включает в себя:
пробоотборники, установленные в паропроводах каждого ПГ;
холодильники отбора проб пара;
ротаметры;
трубопроводы 18х2,5 мм и запорную арматуру.
В общем виде регламент определения влажности пара в паропроводе заключается в следующем:
в питательную воду насосом-дозатором вводится определенное количество раствора соли натрия NaNO3;
проводится отбор проб пара и продувочной воды ПГ (концентрация натрия в воде ПГ должна составлять 15 20 мг/кг);
по отобранным пробам пара и продувочной воды расчетным путем определяется влажность пара.
Смежные системы ПГ. Система первого контура
Парогенератор является составной частью циркуляционных петель реакторной установки и предназначен для отвода тепла от теплоносителя первого контура.
Система питательной воды
Система питательной воды предназначена для непрерывного питания ПГ питательной водой во всех режимах работы АЭС.
Система аварийного питания ПГ
Система предназначена для подачи ХОВ в ПГ в аварийных ситуациях в целях гарантированного отвода тепла от активной зоны реактора и предотвращения недопустимого перегрева ТВЭЛов.
Система радиационно - технологического контроля (РТК)
Система осуществляет контроль активности теплоносителя второго контура по:
плотности потока гамма-квантов от паропроводов;
объемной активности продувочной воды парогенераторов;
объемной активности сдувок из основных эжекторов турбин
и предназначена для определения состояния теплообменных трубок и герметичности мест их заделки в коллекторе первого контура ПГ, а также герметичности крышки коллектора первого контура.
Информация, полученная с помощью аппаратуры дистанционного контроля, представляется на БЩУ и ЩРК и отображается с помощью цифрового показывающего прибора и многоканальных сигнальных табло.
Система контроля плотности разъемов (КПР)
Предназначена для контроля плотности всех фланцевых соединений ПГ в процессе разогрева и эксплуатации парогенератора.
Контроль плотности производится один раз в смену.
Давление в межпрокладочном пространстве фланцевых соединений должно отсутствовать.
Система паропроводов
Пар после расширителя продувки ПГ сбрасывается в систему паропроводов 7 ата машзала.
Система планового расхолаживания первого контура
Парогенератор является неотъемлемым элементом системы планового расхолаживания первого контура:
на первом этапе расхолаживание ведется в пароводяном режиме и осуществляется за счет сброса пара из ПГ через редукционную установку расхолаживания на технологический конденсатор;
второй этап расхолаживания первого контура ведется в водо-водяном режиме принудительной циркуляцией воды по замкнутому контуру через ПГ и охлаждением ее в технологическом конденсаторе технической водой;
Подобные документы
Основные характеристики района сооружения атомной электростанции. Предварительное технико-экономическое обоснование модернизации энергоблока. Основные компоновочные решения оборудования 2-го контура. Расчет процессов циркуляции в парогенераторе.
дипломная работа [1,5 M], добавлен 29.01.2014Оценка влияния течей второго контура на эксплуатационные режимы работы реакторной установки. Определение дополнительных признаков и их использование для составления процедуры управления и диагностики течей контура. Управление запроектными авариями.
дипломная работа [2,3 M], добавлен 19.03.2013Конструкция моноблочного парогенерирующего агрегата. Определение геометрических размеров эжекторов. Выполнение расчетов активности пара второго контура для змеевикового парогенератора и для парогенератора с навивкой змеевиков вокруг шахты активной зоны.
дипломная работа [5,4 M], добавлен 18.10.2011Месторасположение, размещение и компоновка электростанции. Основные узлы реактора. Турбинное, реакторное и электросиловое оборудование АЭС. Электроснабжение собственных нужд. Назначение водно-химического режима первого контура АС с реакторами ВВЭР-1000.
отчет по практике [485,3 K], добавлен 14.03.2015Основные технико-экономические показатели энергоблока атомной электростанции. Разработка типового оптимизированного и информатизированного проекта двухблочной электростанции с водо-водяным энергетическим реактором ВВЭР-1300. Управление тяжелыми авариями.
реферат [20,6 K], добавлен 29.05.2015Современное состояние электроэнергетики Мурманской области. Оценка перспективного спроса на электроэнергию. Потенциальные возможности развития генерирующих мощностей в Кольской энергосистеме. Перспективные балансы электроэнергии Кольской энергосистемы.
реферат [542,6 K], добавлен 24.07.2012Построение принципиальной, функциональной и структурной схем. Определение устойчивости системы по критериям Гурвица и Михайлова. Построение переходного процесса передачи тепловой энергии. Фазовый портрет нелинейной системы автоматического регулирования.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 22.11.2012Основные положения по формированию расчетной схемы рабочего контура. Выбор параметров теплоносителя, рабочего тела. Распределение теплоперепада по ступеням турбины. Особенности компоновки систем регенерации и теплофикации. Отбор пара на собственные нужды.
реферат [408,4 K], добавлен 18.04.2015Общий вид парогенератора, схема прямоточного. Зависимость температуры пара и температуры первого контура от нагрузки. Влияние внутреннего диаметра навивки. Высота трубной системы, наружный диаметр. Термический, химический, мембранный метод деаэрации.
курсовая работа [570,5 K], добавлен 18.12.2011Метод прогнозирования глушения теплообменных трубок на основе анализа химического состава воды. Особенности применения современных средств автоматизации. Оценка технико-экономических показателей АЭС общей мощностью 4000 МВт (4 энергоблока с ВВЭР-1000).
дипломная работа [3,0 M], добавлен 29.05.2010
