Главная
База знаний "Allbest"
Физика и энергетика
Модернизация АСР (общий обзор) второго контура блока ВВЭР-440 Кольской АЭС
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.
на третьем этапе расхолаживания первого контура, который также ведется в водо-водяном режиме, снятие остаточного тепловыделения активной зоны происходит за счет естественной циркуляции теплоносителя в первом контуре расхолаживания (в работе два ПГ) и принудительной циркуляции по второму контуру.
Системы спецвентиляции
Эти системы предназначены для создания необходимого разрежения в боксе ПГ - 1520 мм вод. ст. и поддержания температурного режима.
Система спецводоочистки СВО-5
Установка СВО-5 предназначена для непрерывной очистки продувочной воды ПГ с целью поддержания водно-химического режима второго контура.
Система ввода NaNO3
Эта система предназначена для ввода NaNO3 в питательную воду ПГ и является составной частью систем КУП и КВПП.
Система сжатого воздуха высокого давления
Эта система обеспечивает надёжную работу быстродействующей пневмоотсечной арматуры.
Система спецканализации
Эта система используется для дренирования ПГ и оборудования системы продувки ПГ в случае вывода в ремонт.
Система основного конденсата
Основной конденсат подается на охлаждение продувочной воды в охладитель продувочной воды.
Система пробоотборов
Используется для осуществления контроля норм ВХР питательной воды, теплоносителя первого контура, продувочной воды ПГ.
Вспомогательное оборудование систем ПГ
Насос бака слива воды из ПГ
Конденсатный насос типа Кс-20-50/2 (см. рис.4) - горизонтальный спирального типа с симметрично расположенными рабочими колесами одностороннего входа. Насос выполнен двухступенчатым.
Литой чугунный корпус имеет осевой разъем в горизонтальной плоскости.
Всасывающий и напорный патрубки расположены в нижней части корпуса. Всасывающий патрубок направлен вертикально вниз, напорный - горизонтально в сторону.
В крышке корпуса отлиты патрубки для переходной трубы, соединяющей ступени.
Ротор насоса является отдельным сборочным элементом. Чугунные рабочие колеса первой и второй степеней фиксируются на валу в осевом направлении втулками и гайками. Этими же гайками фиксируются в осевом направлении и внутренние обоймы шарикоподшипников.
Опорами ротора служат подшипники качения с кольцевой смазкой индустриальным маслом И-50. Уровень масла контролируется визуально по уровнемерному стеклу. Со стороны привода предусмотрен двойной радиально - упорный подшипник для восприятия неуравновешенных осевых сил, действующих на ротор насоса. В корпусах подшипников выполнены камеры для водяного охлаждения. В конструкции сальника предусмотрены кольца гидрозатвора, к которым подводится конденсат от напорной магистрали насоса - для исключения подсасывания воздуха в насос.
Концевые уплотнения насоса - сальникового типа с мягкой набивкой. К корпусу сальника подводится охлаждающая вода.
Насос и электродвигатель устанавливаются на общей фундаментной плите и соединяются между собой упругой муфтой. Направление вращения насоса - против часовой стрелки, если смотреть со стороны привода.
Теплообменники системы продувки ПГ
Теплообменники конструктивно выполнены одинаково.
Тип теплообменника - горизонтальный поверхностного типа с плавающей головкой, двухходовой со стороны обеих сред. Движение сред - противоточное.
Теплообменник состоит из трёх основных частей:
центральной сварной обечайки с двумя патрубками - для подвода и отвода охлаждаемой жидкости - и установленным в ней трубным пучком;
кожуха камер охлаждающей среды перегородкой и двумя патрубками - для подвода и отвода охлаждающей среды;
эллиптической крышки.
Поверхность теплообмена выполнена из прямых трубок 16х1,8 мм, укреплённых двусторонне в трубных досках. Теплообменные трубки между собой дистанционируются перегородками, предназначенными также для организации потока охлаждаемой среды (в межтрубном пространстве). Кроме того, центральная обечайка, с целью организации потока среды, по всей длине разделена сплошной продольной горизонтальной перегородкой.
Кожух и эллиптическая крышка крепятся к центральной обечайке с помощью болтовых соединений.
Для полного опорожнения теплообменника в его нижней части предусмотрены два дренажных штуцера. Из верхних точек по трубному и межтрубному пространствам предусмотрены два штуцера для воздухоудаления при заполнении.
Для поддержания заданной температуры продувочной воды после теплообменника на трубопроводе слива конденсата установлен регулятор.
Для исключения термической опрессовки теплообменников на трубопроводах слива техводы установлены предохранительные клапаны.
Расширитель продувки
Расширитель продувки предназначен для разделения двухфазного потока на паровую и водяную фазы путем дросселирования и расширения продувочной воды.
Расширитель продувки представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд с эллиптическими днищами.
Продувочная вода вводится в корпус расширителя через два тангенциально расположенные патрубки 108х4 в пространство, расположенное между отбойными щитами - происходит сепарация воды. Для дополнительной сепарации в верхней части расширителя продувки расположено сепарационное устройство - жалюзи.
Отсепарированный пар через патрубок 159х4,5 мм, расположенный в верхнем днище расширителя, направляется в коллектор 7 ата турбинного цеха, а продувочная вода через патрубок 89х3,5 мм, расположенный в нижнем днище расширителя - на охлаждение в регенеративный теплообменник.
Бак слива воды из ПГ
Бак системы продувки ПГ предназначен для приема котловой воды ПГ в случаях:
дренирования ПГ после проведения гидроиспытаний;
поддержания номинального уровня в ПГ в режиме разогрева;
при выводе ПГ в ремонт.
Возможно также заполнение ПГ из бака насосом по линии.
Для периодической ревизии состояния внутренней поверхности корпуса и доступа внутрь бака при ремонте предусмотрен люк Ду500. Имеются штуцеры различных диаметров для перелива, рециркуляции, дренажа, штуцер Ду200 для установки гидрозатвора.
Для установки датчиков контроля уровня и температуры предусмотрены штуцеры Ду15. Имеется возможность контролировать уровень в баке визуально по месту.
Предохранительные клапаны
Предохранительные клапаны ПГ установлены на трубопроводах свежего пара от ПГ и предназначены для защиты ПГ от давления, превышающего рабочее более чем на 10 %.
Предохранительные клапаны ПГ представляют собой импульсно-предохранительное устройство, состоящее из главного предохранительного клапана и импульсного клапана.
Главный предохранительный клапан состоит из следующих основных деталей:
корпуса углового с односторонним подводом среды и односторонним выхлопом;
цилиндрической пружины;
дросселя;
тарелки;
штока;
поршня.
Цилиндрические пружины служат для поджатия тарелки к седлу во время опрессовки трубопроводов, гасят удар при открытии клапана.
Для гашения удара при закрытии клапана предусматривается демпферное устройство в виде регулирующего дросселя (величина регулирования определяется при настройке клапана на монтаже). При срабатывании клапана пар постепенно выходит из полости поршневой камеры в трубопровод низкого давления через отверстия в дросселе и тем самым гасит удар.
Клапан устанавливается на трубопроводе в вертикальном положении.
Импульсный клапан выполнен рычажно-грузовым с электромагнитным приводом и фильтрующим устройством и состоит из следующих основных элементов:
электромагнитный привод;
рычаг;
груз;
шток;
тарелка;
фильтрующее устройство.
Электромагнитный привод обеспечивает возможность принудительного открытия и закрытия клапана, а также повышает герметичность затвора клапана вследствие воздействия на рычаг тягового усилия электромагнита "закрыто".
Фильтрующее устройство предназначено для улавливания сварочного грата и прочих инородных тел, попадания которых на уплотнительные поверхности вызвало бы нарушение герметичности затвора.
Уплотнительные поверхности как корпуса, так и тарелки наплавлены твердым сплавом. Форма уплотнительных поверхностей - конусная.
Импульсный клапан с электромагнитным приводом смонтирован на каркасе.
Принцип действия ИПУ ПГ
Предохранительные клапаны ПГ установлены на трубопроводах острого пара от парогенераторов и предназначены для защиты ПГ от давления, пара, превышающего рабочее более, чем на 10 %, за счет автоматического выпуска пара в атмосферу.
При повышении давления в ПГ выше рабочего замыкаются контакты ЭКМ, который отключает ток в цепи электромагнита "закрыто" и включает ток в цепи электромагнита "открыто".
Электромагнит "открыто" в дополнение к усилию от статического давления среды на тарелку клапана производит открытие импульсного клапана.
Пар по соединительной трубке поступает в поршневую камеру основного ПК и за счет усилия, возникающего от разности площадей поршня и тарелки клапана, открывает клапан, который по выхлопной трубе выпускает излишки пара в атмосферу.
При снижении давления пара в ПГ до рабочего:
ЭКМ отключает ток в цепи электромагнита "открыто" и включает ток в цепи электромагнита "закрыто";
ИПК закрывается - прекращается доступ пара в поршневую камеру основного ПК, давление над поршнем падает за счет выхода пара через дроссель;
основной ПК закрывается.
В случае исчезновения питающего тока грузовая система ИПК (рычаг, груз), настраиваемая предварительно на самостоятельное срабатывание (без помощи электромагнита "открыто"), обеспечивает, в случае повышения давления, работу ПУ.
При проведении гидроиспытаний парогенератора ПК заклинивается - между рычагом и каркасом устанавливается технологическая заклинка.
Описание турбоустановки. Общий обзор
На первом и втором энергоблоках Кольской АЭС установлены турбины типа К-220-44, на третьем и четвертом энергоблоках Кольской АЭС установлены турбины типа К-220-44-3 выпуска производственного объединения "Харьковский турбинный завод". Турбины станционные № 2 (1блока) и № 3 (2 блока) модернизированы (заменены роторы и диафрагмы ЦНД), их тип в настоящее время К-220-44-1М, и они по своим характеристикам приближены к турбинам 2 очереди. В настоящем отчете описаны турбины К-220-44-3.
Предельно допустимая влажность пара не должна превышать 8ё12 % во избежание интенсивного эрозионного износа лопаточного аппарата каплями воды. Для недопущения предельной влажности пара турбина разделена на две части - часть высокого давления и часть низкого давления. При достижении предельной влажности весь пар выводится из цилиндра высокого давления и пропускается через сепаратор-перегреватель, откуда он (после отделения влаги и перегрева) поступает в цилиндр низкого давления. Отработавший пар с сильно пониженными давлением и температурой поступает в конденсатор, где встречает на своем пути систему трубок, через которые непрерывно прокачивается циркуляционными насосами охлаждающая вода из озера Имандра. Соприкасаясь с холодной поверхностью трубок конденсатора отработавший пар конденсируется, то есть превращается в воду (конденсат).
Стремление получить от каждого килограмма пара как можно больше работы и тем самым повысить коэффициент полезного действия АЭС заставляет поддерживать в конденсаторе возможно более глубокий вакуум. В связи с этим конденсатор и большая часть цилиндра низкого давления турбины находятся под разрежением.
Тепло, передаваемое в конденсаторе охлаждающей воде, безвозвратно теряется. Величину потерь снижают путем уменьшения пропуска пара в конденсатор, что достигается направлением некоторой доли частично отработавшего пара из отборов турбины в систему регенерации (для подогрева конденсата и питательной воды в подогревателях соответственно низкого и высокого давления).
Образующийся в конденсаторе конденсат непрерывно откачивается конденсатными насосами, подающими его через подогреватели низкого давления в деаэратор.
Из деаэратора питательная вода подается питательными насосами через подогреватели высокого давления в парогенератор
Паровая турбина приводит во вращение ротор генератора переменного тока. При этом в обмотке статора генератора возникает электрический ток, являющийся конечной продукцией рабочего процесса станции.
Пар, вырабатываемый парогенераторами, поступает к турбине с давлением 44 кгс/см2 и температурой 254,8 °С. Пройдя последовательно стопорные и регулирующие клапаны пар поступает в цилиндр высокого давления.
Отработавший в ЦВД пар с влажностью 13,5 % направляется в сепаратор, где осушается до 1 %, далее в пароперегреватель первой ступени, где перегревается паром от второго отбора до температуры 185,6 °С, далее в пароперегреватель второй ступени, где перегревается свежим паром до температуры 240,4 °С. Пройдя стопорно-регулирующие заслонки пар поступает в цилиндр низкого давления.
Отработавший в ЦНД пар с влажностью 7,4 % поступает в конденсатор турбины, где охлаждается и конденсируется с помощью циркуляционной воды, подаваемой в конденсатор циркнасосами блочной насосной станции. В конденсаторе поддерживается давление 0,0305 кгс/см2 (вакуум).
Конденсат из конденсатора конденсатными насосами подаётся через подогреватели низкого давления в деаэратор с температурой 148,2 °С. После деаэратора питательная вода питательными насосами подаётся через подогреватели высокого давления в парогенераторы с температурой 223 °С.
Технологическая схема турбины
Свежий пар от парогенераторов поступает к турбине по трём паропроводам диаметром 465х16 мм. На каждой нитке паропроводов установлено последовательно две главные паровые задвижки (ГПЗ). Первые по ходу пара - ремонтные ГПЗ предназначены для надежного отключения турбины от главного парового коллектора (ГПК) в период ее ремонта. Ремонтные ГПЗ имеют индивидуальные байпасные линии диаметром 159х7 мм с двумя последовательно установленными вентилями, предназначенные для плавного прогрева паропроводов после ремонта турбины. Вторые по ходу пара - основные ГПЗ служат для отключения турбины при ее останове и имеют общий байпас диаметром 159х7 мм с последовательно установленными вентилем и регулирующим клапаном. С помощью байпасной линии основных ГПЗ осуществляется прогрев трубопроводов до регулирующих клапанов, а также испытания элементов системы регулирования турбины. Такая схема главных паропроводов позволяет надёжно отключать одну из турбин при необходимости её останова.
Свежий пар по одной из ниток поступает к стопорному клапану № 1, по другой нитке - к стопорному клапану № 2. Третья нитка раздваивается и подает пар к стопорным клапанам № 3 и № 4. Далее пар поступает через перепускные трубы и четыре регулирующих клапана к сопловой коробке цилиндра высокого давления.
Отработавший в ЦВД пар направляется по двум ресиверам диаметром 1200 мм к двум сепараторам-пароперегревателяи, а после СПП по двум ресиверам диаметром 1000 мм через две стопорно-регулирующие заслонки - к цилиндрам низкого давления.
Турбина имеет два двухпоточных ЦНД. Необходимость разделения всего потока пара в зоне низких давлений на четыре потока определяется невозможностью по условиям прочности выполнить часть низкого одноцилиндровой и однопоточной, способной пропустить все количество пара, удельный объем которого очень велик.
Отработавший в ЦНД пар по переходному патрубку опускается в конденсатор, где конденсируется. Каждый ЦНД связан со своим конденсатором. Переходные патрубки конденсаторов соединены между собой двумя перепусками, предназначенными для выравнивания давления пара на выхлопе обоих ЦНД, а также для возможности отключения одного из конденсаторов по воде на работающей турбине.
Турбина имеет 8 отборов пара на регенерацию и к потребителям собственных нужд, пять из ЦВД (после первой, второй, третьей, пятой и шестой ступеней) и три из ЦНД (после первой, второй и третьей ступеней).
Трубопроводы отборов включают в себя:
основной трубопровод;
обратный клапан с принудительным закрытием (КОС);
запорную задвижку.
Так как турбина не допускает длительной эксплуатации в режиме отключенного ПНД-1 из-за повышенного эрозионного износа лопаток последней ступени (ПНД-1 - неотключаемый), на трубопроводе отбора на ПНД-1 запорная арматура и КОС не устанавливаются.
Выбор начальных параметров пара и температуры питательной воды
Параметры пара перед турбиной, работающей с реактором типа ВВЭР, определяются:
корпусной конструкцией реактора;
конструкцией парогенератора;
термодинамическим циклом турбоустановки.
Реактор позволяет получить на выходе из парогенераторов 2700 т/ч насыщенного пара с параметрами:
давление - 47 кгс/см2 (ата);
температура 260 °С;
влажность 0,25 %.
С учетом потерь в паропроводах начальными параметрами пара для расчета паровой турбины приняты:
давление - 44 кгс/см2;
температура 254,8 °С;
степень сухости 0,995.
Выбор температуры питательной воды (223 °С) осуществлен из сочетания следующих критериев:
максимальная тепловая экономичность турбоустановки;
минимальные приведенные затраты на систему регенерации.
Суммарная паропроизводительность парогенераторов определила выбор турбоустановок К-220-44-3 в количестве две на один блок.
Выбор параметров системы внешней сепарации и промежуточного перегрева пара
При выборе рационального цикла для АЭС с реакторами ВВЭР одной из наиболее важных является проблема уменьшения влагосодержания в проточной части турбины. Если не принять специальных мер, влажность в последних ступенях турбины достигает 20ё24 %, что приводит к существенному снижению надежности турбин из-за эррозии рабочих лопаток последних ступеней и снижению к. п. д. турбоустановки.
Выбор оптимальных параметров системы внешней сепарации и промежуточного перегрева пара выполнялся по сочетанию следующих критериев:
минимальные приведенные затраты;
допустимая влажность в последних ступенях турбины;
максимальная тепловая экономичность турбоустановки.
Исходя из этого применены следующие решения и выбраны следующие параметры:
установка сепаратора между частями высокого и низкого давления;
применение двухступенчатого промежуточного перегрева - последовательно отборным и острым паром;
разделительное давление (давление при котором происходит сепарация и промежуточный перегрев пара) - 1,12 кгс/см2;
температура пара после промперегрева - 240 °С;
давление греющего пара первой ступени промперегрева - давление второго отбора;
потери давления в ступенях промперегрева и сепараторе - 0,17 кгс/см2.
БЩУ - блочный щит управления
Предназначен для централизованного контроля и управления основными технологическими процессами блока.
С БЩУ осуществляется пуск реактора, выведение его на мощность, пуск турбин, синхронизация генераторов и ввод в действие вспомогательных систем, необходимых для вышеперечисленных операций, и дистанционное управление системами обеспечения безопасности.
БЩУ представляет собой комплекс щитовых устройств (пульты и панели), на которых размещается вся контрольно-измерительная и измерительная аппаратура:
оперативные панели с размещенными на них мнемосхемами;
пульты управления;
неоперативные панели;
панели управления;
панели аварийной защиты
На мнемосхемах, расположенных по технологическому принципу в верхней части панелей оперативного контура, в упрощенной форме изображены оборудование и трубопроводы в их взаимосвязи, размешены табло сигнализации отклонения теплотехнических параметров, а также арматура с сигнальными лампами для сигнализации состояния оборудования и положения арматуры. Мнемосхемы выполнены на планшетах.
Под мнемосхемой размещаются индивидуальные приборы контроля, приборы аварийной защиты, а также табло сигнализации. Компоновка приборов контроля выполнена по технологическому принципу с учетом важности того или иного технологического узла.
На панелях оперативного контура размещаются приборы аналого-вызывного контроля, электронно-лучевые индикаторы и трубки и ответственные индивидуальные проборы.
На центральной панели реакторного отделения размещенно мнемотабло “круг сигнализации”, представляющее поперечное сечение активной зоны реактора с ячейками, символизирующими кассеты с тепловыделяющими элементами или механизмами АРК СУЗ.
На пультах управления размещены:
аппаратура управления (ключи, переключатели, кнопки);
цифровые приборы;
блоки вызова параметров на аналоговые приборы вызывного контроля, электронно-лучевые трубки (ЭЛТ) на цифровые приборы;
блоки вызова для управления арматурой по вызову;
аппаратура управления СУЗ
На неоперативных панелях размещены вторичные приборы и приборы, участвующие в защитах и блокировках. Для сигнализации в верхних частях панелей устанавливаются световые табло. На неоперативных панелях устанавливаются также неоперативная аппаратура автоматического регулирования.
Перечень регуляторов.
1-2 блок
|
Nп. п |
Наименование схемы |
N схемы |
Обозна-чение по альбому |
|
|
Регулятор температуры воды на охлаждение промконтура СУЗ 121-т/ I: II Блоки 1,2 |
3708.000.00Э3 |
1-2 |
||
|
Регуляторы СВО: ”H” в ВА-3\1 (-3\2) УЗ-2\1 (-2\2),“H” в КД-2-1 (-3\2) УЗ-8\1 (8\2) |
3707.000.00Э3 |
1-3 |
||
|
Регулятор “P” в магистрали 6 ата 96-м\1, II; 97-м\1, IIБлоки 1,2. |
1,2-04-07CХ-89 |
1-5 |
||
|
Регуляторы теплофикации I; II блока: 460м\1, II; 462м\1, II; 438м\1, II; 461м\1, II; 448м\1, II; 440м\1, II; |
3701.000.00. ЭЗ |
1-6 |
||
|
Регулятор температуры подпиточной воды т\с 437м\1 Блок 1 |
3702.000.00. Э3 |
1-7 |
||
|
Регулятор уровня в деаэраторе N1и 2 в режиме обесточения 502 м\1 |
3703.000.00. Э3 |
1-8 |
||
|
Регулятор уровня в деаэраторе N 3 и 4 в режиме обесточения 502 м\II |
3834.000.00. Э3 |
1-8а |
||
|
Регулятор уровня в деаэраторе 282м\1; 283м\1 Блок 1282м\II; 283м\II Блок2 |
1,2-04-07CХ-89 |
1-9 |
||
|
Регулятор расхолаживания 269-м\1 (РУР-1)270-м\1 (РУР-2) |
КЛ.1P1-1Б-72-026 |
1-10 |
||
|
Регулятор уровня в технологическом конденсатореТК-1 (ТК-2) 278-М\1 |
2092241-АТ |
1-11 |
||
|
Регулятор уровня в конденсаторе 243м\I; II 244-м\1, II |
3689.000.00. ЭЗ |
1-12 |
||
|
Регулятор давления пара на уплотнения ЦВД и ЦНД370-м\1; II; 371-м\1; II; 372-м\1; II; 373-м\1; II; |
1,2-04-07CХ-89 |
1-13 |
||
|
Регулятор давления пара. Блок 1а) в кол-ре 5 ата 508м; б) на СВО 510 м |
3627.000.00. Э3 |
1-14 |
||
|
Регулятор давления пара в ГПК БРУ-К |
2089652-АТ2089650-АТ3 листа |
1-15 |
||
|
Регулятор уровня в к. сб. СПП - II ступени 158-м\1; II;159-м\1; II; |
3687.000.00. Э3 |
1-16 |
||
|
Регулятор уровня в к. cб. СПП - 1 ст. CПП-С152-м\1; II; 153-м\1: II; 160-м\1; II; 161-м\1; II |
3688.000.00. Э3 |
1-17 |
||
|
Регулятор давления пара перед турбиной “До себя”Блок 1 |
2089648-АТ3 листа |
1-18 |
||
|
Регулятор давления пара перед турбиной “До себя”Блок 2 |
2089649-АТ3 листа |
1-18а |
||
|
Регулятор уровня в ПНД-3,5 в ПВД-6,7,8 Бл.1,2 |
3684.000.00Э3 |
1-19 |
||
|
Регулятор уровня в ПНД-4 (норм) на напоре сливного насоса 70м\1, II; 71м\1, II |
3693,000.00. Э3 |
1-20 |
||
|
Схема блокировок регуляторов уровня в ПНД-468-м\1, (м\II); 69-м\1 (м\II) |
3682.000.00. Э3 |
1-21 |
||
|
Регулятор пониженного уровня в ПНД-4 (слив в ПНД-3) 68м\1, II; 69м\1, II |
3692.000.00 Э3 |
1-22 |
||
|
Регулятор уровня в ПНД-2 76м\1, II; 77м\1, II |
3685.000.00. Э3 |
1-23 |
||
|
Регулятор БРУ-47\9 станционных нужд 261м\1, II;262м\1, II |
628.000.00. Э3 |
1-24 |
||
|
Регулятор “Р” в кол.9ата: (“Р" от II и III отбора)ТГ 1,2,3,4 2РД-9; 1РД-9 (4РД-9; 3РД-9) Блок 1,2 |
3691.000.00. Э3 |
1-25 |
||
|
Регулятор давления пара в ГПК БРУ-А |
2089650-АТ2089652-АТ2 листа |
1-26 |
||
|
Регуляторы температуры в деаэраторе подпиткиI контура блока 1 36-р\1 (блока 2 36-р\II) |
1,2-04-07CХ-89 |
1-27 |
||
|
Регуляторы уровня и давления в деаэраторе подпитки I контура 37-р\1, II; 35-р\1: II |
1,2-04-07CХ-89 |
1-28 |
||
|
Регулятор давления на напоре АПНБ68-р\1 (1Б-5\1); 69-р\1 (1Б-5\2) |
КЛ.1-Р1-01-72-001л. 19 |
1-29 |
||
|
Регулятор уровня в КО при разуплотнении 1 конт93-р\1 (1Б-4\1); 94-р\1 (1Б-4\2) |
КЛ.1-Р1-01-72-001л. 20 |
1-30 |
||
|
Регулятор уровня в баках осветленной и декарбанизированной воды ХВ-78, ХВ-79 Блок 1 |
3705.000.00Э3 |
1-31 |
||
|
Регулятор температуры воды на ХВО 470м Блок 1 |
3704.000.00Э3 |
1-32 |
||
|
“Р” продувочной воды после охладителя продувкиУ5-56 |
2514р-II-216 |
1-35 |
||
|
Регулятор уровня ПГ на 1, II блоке |
3162.000.00. Э3л.1 |
1-36 |
||
|
Регулятор уровня ПГ на 1, II блоке |
3162.000.00. Э3л.2 |
1-37 |
||
|
Регулятор уровня в баке технической воды 60-т\1 |
2514р-1-222\1 |
1-38 |
||
|
Регулятор уровня в баке технической воды 60-т\II |
2514р-II-222\1 |
1-39 |
||
|
Cхема формирования сигнала “Запас до Т насыщ. теплоносит. на выходе из акт. зоны менее 10 оC”Блок 1 |
2072178-АТ2086700-АТ |
1-40 |
||
|
Cхема формирования сигнала “Запас до Т насыщ. теплоносит. на выходе из акт. зоны менее 10 оC”Блок 2 |
2072179-АТ2086701-АТ |
1-41 |
||
|
Система t контроля бака 8\1 (1 блок) 8\2 (2 блок) |
2065557-АТ-1 |
1-42 |
||
|
Регулятор давления в 1 контуре |
1 (2) ТАИ-СХ-1 (4 листа) |
1-43 |
||
|
Регулятор расхолаживания 606м\1I (РУР-1)603м\II (РУР-2) |
КЛ.2Р1-1Б-72-026 |
1-44 |
||
|
Регулятор уровня в технологическом конденсаторе608м\II (“H”в ТК1); 610м\II (“H”в ТК2) |
2092244-АТ |
1-45 |
||
|
Регулятор давления на напоре АПНБ68-р\II (2Б-5\1); 69-р\II (2Б-5\2) |
КЛ.2-Р1-01-72-001л. 19 |
1-46 |
||
|
Регулятор уровня в КО при разуплотнении 1 конт93-р\1 (1Б-4\1); 94-р\1 (1Б-4\2) |
КЛ.1-Р1-01-72-001л. 202 листа |
1-47 |
||
|
Клапан 1Р-3 (2Р-3) на линии впрыска питательной воды в компенсатор объема |
1,2-04-07CХ-89 |
1-48 |
||
|
Регулятор давления пара перед турбиной “До себя” Блок 2 |
2089649-АТ3 листа |
1-18а |
||
|
Регулятор уровня в ПНД-3,5 в ПВД-6,7,8 Бл.1,2 |
3684.000.00Э32 листа |
1-19 |
3-4 блок.
|
Регулятор давления пара в ГПК 7БРУ-А |
4RA10S01 |
1-1 |
||
|
Регулятор давления пара в ГПК 8БРУ-А |
4RA50S01 |
1-2 |
||
|
Схема блокировок БРУ-К ТГ-7 |
RC11,12,51,52) S01 |
1-3 |
||
|
Регулятор сброса пара в конденсатор. Схема соединений аппаратуры. |
БРУ-К |
1-4а |
||
|
Реконструкция регулятора БРУ-К RC11 (51) S01 (сх. 2055344) III-IY бл. Схема электрическая. |
3073.000.00. Э4 |
2 |
||
|
Регулятор сброса пара в конденсатор. Схема защит и блокировок БРУ-К ТГ-7 |
2 |
|||
|
Клапан регулирующий на линии впрыска в БРУ-К |
RC21 (22,61, 62) S01; S02 |
1-5 |
||
|
Регулятор распределения пит. воды через ПВД турбин 7,8 (5,6) |
4 (3) RL20S11 4 (3) RL60S11 |
1-6 |
||
|
Основной регулятор питания ПГ1-ПГ6. Схема электрических соединений. |
3021.000.00. Э4 |
1-7-: - 1-12 |
||
|
Пускоостановочный регулятор питания ПГ1. Схема электрических соединений. |
RL31S04 |
1-13 |
||
|
Пускоостановочный регулятор питания ПГ2. Схема электрических соединений. |
RL72S04 |
1-14 |
||
|
Пускоостановочный регулятор питания ПГ3. Схема электрических соединений. |
RL33S04 |
1-15 |
||
|
Пускоостановочный регулятор питания ПГ4. Схема электрических соединений. |
4 (3) RL74S04 |
1-16 |
||
|
Пускоостановочный регулятор питания ПГ5. Схема электрических соединений. |
4 (3) RL35S04 |
1-17 |
||
|
Пускоостановочный регулятор питания ПГ6. Схема электрических соединений. |
4 (3) RL76S04 |
1-18 |
||
|
Регулятор уровня в конденсаторе. |
4RM10S13 (RM50S13) |
1-19 |
||
|
Регулятор температуры продувочный воды ПГ. |
4 (3) RM17S03 |
1-20 |
||
|
Регулятор уровня в ПВД-8,7,6 |
RN11,12,13S01 (RN51,52,53 S01) |
1-21 |
||
|
Регулятор уровня в ПНД-5 |
RN14S01 RN54S01 |
1-22 |
||
|
Регулятор пониженного уровня в ПНД-4 (слив в ПНД-3) |
RN15 (55) S01 |
1-23 |
||
|
Регулятор нормального уровня в ПНД-4 (на напоре) |
RN15 (55) S06 |
1-24 |
||
|
Регулятор уровня в ПНД-3 |
RN16S01 RN56S01 |
1-25 |
||
|
Регулятор нормального уровня в ПНД-2 (на напоре) |
RN17 (57) S03 |
1-26 |
||
|
Регулятор пониженного уровня в ПНД-2 (слив в конденсатор) |
RN17 (57) S05 |
1-27 |
||
|
Регулятор “Н” в конденсатосборнике сепаратора СПП |
RN21S02 RN61S02 |
1-28 |
||
|
Регулятор “Н” в конденсатосборнике I ступени СПП |
RN22S01 RN62S01 |
1-29 |
||
|
Регулятор “Н” в конденсатосборнике СПП II |
RN23S01 RN63S01 |
1-30 |
||
|
Регулятор давления в деаэраторе (пар от отбора турбины) |
RQ10S02 RQ50S02 |
1-31 |
||
|
БРУ-Д Схема регулятора |
RQ14 (54) S04 RQ15 (55) S04 RQ17 (57) S04 |
1-32 |
||
|
Цепи блокировок задвижек на II И III отборах и регулятора БРУ-Д |
БРУ-Д |
1-33 |
||
|
Регулятор давления пара к деаэраторам I контура |
RQ16S03 |
1-34 |
||
|
Регулятор давления пара БРУ-С |
RQ21S04 RQ61S04 |
1-35 |
||
|
Клапан регулирующий на конденсате из технологич. конденсатора к деаэратора. Схема электрическаяпринципиальная. |
1-36а |
|||
|
Регулятор расхолаживания блока |
RR10 (50) S05 |
1-36 |
||
|
Аварийный регулятор питания ПГ-1 |
RR31S02 |
1-38 |
||
|
Аварийный регулятор питания ПГ-2 |
RR72S02 |
1-39 |
||
|
Аварийный регулятор питания ПГ-3 |
RR33S02 |
1-40 |
||
|
Аварийный регулятор питания ПГ-4 |
RR74S02 |
1-41 |
||
|
Аварийный регулятор питания ПГ-5 |
RR35S02 |
1-42 |
||
|
Аварийный регулятор питания ПГ-6 |
RR76S02 |
1-43 |
||
|
Клапан регулирующий на напоре основных и дополнительных АПЭН. Схема электрическая принципиальная. |
1-43а |
|||
|
Регулятор уровня в дренажном баке |
4RT20S03 |
1-44 |
||
|
Регулятор уровня в деаэраторе 7 ата |
4RV00S02 |
1-45 |
||
|
Регулятор уровня в деаэраторе 7 ата |
4RV00S05 |
1-46 |
||
|
Регулирующий клапан на линии непрерывной продувки |
4RY10S06 (3RY10S06) |
1-47 |
||
|
Регулятор “Н” в расширителе продувки парогенераторов |
4RY30S08 (3RY30S08) |
1-48 |
||
|
Регулятор “Р” пара на уплотнение ЦВД |
SG11S02 (SG51S02) |
1-49 |
||
|
Регулятор “Р” пара на уплотнение ЦНД |
SG12S02 (SG52S02) |
1-50 |
||
|
Регулятор давления пара в ГПК “ До себя “ |
3SE12,52D01 |
1-51 |
Технологические защиты кольской АЭС
Технологические защиты подразделяются:
а) основного оборудования:
защиты турбины (70 схем);
защиты реактора (36 схем);
защиты систем аварийного охлаждения зоны (48 схем);
защиты I контура от превышения давления (ПК КД) (48 схем);
защиты II контура от превышения давления (ПК ПГ, БРУ-А) (176 схем).
б) вспомогательного оборудования:
защиты ПНД, ПВД (24 схемы);
защиты узла теплофикации (6 схем);
защиты систем дожигания водорода (18 схем) и др.
Итого 428 схем защит и блокировок оборудования.
Технологические защиты предназначены для защиты основного и вспомогательного оборудования от разрушения при достижении параметров до аварийных значений при нарушении технологического режима.
Защиты выполнены на релейно-контакторной элементной базе. В качестве измерительных пороговых устройств использованы контрольно-измерительные приборы с необходимым классом точности для защиты оборудования и возможностью изменения уставки.
Защиты предусматривают два режима работы:
режим “Работа”;
режим “Опробование”.
На работающем оборудовании имеется возможность вывести в режим “Опробование” защиту и выполнить проверку работоспособности без воздействия на исполнительные механизмы. Для возможности опробования защиты на работающем оборудовании и сохранении функции защиты предусмотрено два независимых комплекта защит реактора, три комплекта защит систем аварийного охлаждения зоны, два канала защит турбогенераторов. Защиты I, II контуров от превышения давления вспомогательного оборудования возможности опробования без воздействия на исполнительный механизм не имеют.
Релейная часть защит, вторичные приборы размещены в специальных электротехнических помещениях, датчики расположены в технологических помещениях на специальных стендах и в отдельных помещениях датчиков КИП.
Питание защит ТГ выполнено от щита постоянного тока, приборов КИП от сети переменного тока I категории надежности с тройным автоматическим резервом. Питание аварийных защит реактора выполнено от сети переменного тока I категории надежности с автоматическим резервом от II категории. Защиты вспомогательного оборудования, блокировки выполнены на аналогичной элементной базе.
Технологическая сигнализация предназначена для контроля и информации о параметрах при достижении параметра заданного значения. Сигнализация выполнена модульным типом. Каждый модуль (табло) одноканальный, выполнен на микрорелейной аппаратуре.
Питание сигнализации осуществляется выпрямленным напряжением = 110 В.
В качестве датчиков использованы контрольно-измерительные приборы с пороговой уставкой.
Оборудование размещено на блочном щите управления, датчики - как на блочном щите управления, так и в технологических помещениях.
Сигнализация имеется звуковая, мигающая и постоянного свечения.
Схема позволяет опробовать оператору работоспособность звука, мигания, исправность ламп табло (модуля) на работающем блоке.
В данном отчете наиболее подробно рассмотрены, защиты реактора, защиты систем аварийного охлаждения зоны и защиты турбины.
Аварийные защиты реактора
Система аварийной защиты (АЗ) должна предотвращать выход из строя реактора и парогенераторов. Вследствие недопустимых отклонений основных параметров путем своевременного замедления или прекращения цепной реакции. Система аварийной защиты должна вступать в действие, когда автоматическое регулирование не в состоянии обеспечить нормальное развитие процессов.
Система аварийной защиты реактора включает в себя:
аварийную защиту 1 рода
аварийную защиту 2рода
аварийную защиту 3рода
Аварийная защита 1 рода осуществляется введением в активную зону всех извлеченных из нее кассет автоматического регулирования (поглотителей) одновременно со скоростью 20-30 см/сек (самоходом).
Аварийная защита 2 рода осуществляется последовательным введением в активную зону групп кассет автоматического регулирования со скоростью 20-30 см/сек до снятия сигнала.
Аварийная защита 3 рода осуществляется введением в активную зону одной или нескольких групп органов регулирования последовательно со скоростью 2см/сек до снятия сигнала.
АЗ 1 рода происходит при:
“N" реактора до 110% от номинальной
периода разгона реактора до аварийной уставки 10сек.
“Р” на выходе. из активной зоны до 95 кгс/см2
“Н” в компенсаторе объема до - 2,7м от наминала
“Р” на выходе из активной зоны до 110-120 кгс/см2
потеря питания четырех и более работающих ГЦН с выдержкой времени 2-3 сек.
потеря питания на секциях щита СУЗ
потеря питания устройств КИП в двух из трех каналов АЗ-1
закрытие двух из четырех стопорных клапанов последней работающей турбины
“Р” в боксе ПГ до 0,1 кгс/см2
“Н” в двух ПГ до 400500 мм от номинального
“Р" на реакторе до 2,8 (для пяти работающих ГЦН) и 3,75 кгс/см2 (для шести ГЦН)
скорости падения “Р” в полуколлекторе ПГ до 0,21кгс/см2
землетрясение 5 баллов
АЗ 2 рода происходит при:
“N" реактора до аварийной уставки в промежуточном диапазоне (диапазоне источника, энергетическом диапазоне)
периода разгона реактора до аварийной уставки 20сек.
“Р" на выходе. из активной зоны до 140 кгс/см2
“Т” на выходе. из активной зоны до 310С
“Р” на выходе из активной зоны до 115 кгс/см2
потеря питания устройств КИП в двух из трех каналов АЗ-2
АЗ 3 рода происходит при:
“N" реактора до 105% от номинальной с переходом в АЗ-2 через 10 сек.
периода разгона реактора до предупредительной уставки 20сек. с переходом в АЗ-2 через 10 сек.
“Р" на выходе. из активной зоны до 140 кгс/см2 с переходом в АЗ-2 через 10 сек.
“Т” на выходе. из активной зоны до 310С с переходом в АЗ-2 через 10 сек.
закрытие двух из четырех стопорных клапанов у одной из двух работающих турбин с временем действия 10-30 сек.
потеря питания устройств КИП в двух из трех каналов АЗ-3
“Н” в двух ПГ до 200 мм от номинального без перехода в АЗ-2
Система аварийного охлаждения зоны реактора (САОЗ)
Для аварийного охлаждения зоны реактора при значительной разгерметизации главного циркуляционного контура предусматриваются технологические системы, обеспечивающие подачу в реактор раствора борной кислоты.
САОЗ происходит при:
1) “Р" в герметичном объеме до 1,1 кгс/см2
2) “Р" на выходе. из активной зоны до 85 кгс/см2 при средней температуре 1 контура >=245С
3) “Н" в компенсаторе объема до 2760мм при средней температуре 1 контура >=180С
4) “Н" в компенсаторе объема до 3260мм и “Р" на выходе из активной зоны до 110 кгс/см2
при средней температуре 1 контура >=180С
5) скорости падения “Р” в главном паровом коллекторе до 0,5 кгс/см2 с выдержкой времени 5 сек. при средней температуре 1 контура >=180С
САОЗ должны выполнять следующие операции:
При сигнале по п.1 и 2 производится:
Открытие быстродействующей арматуры на напорной магистрали насосов аварийного охлаждения высокого и низкого давления и закрытие вентилей на дренаже напорной магистрали.
Закрытие отсечных клапанов непрерывной и периодической продувки ПГ.
Закрытие отсечных клапанов на линии вывода теплоносителя 1 контура системы нормальной подпитки.
Закрытие отсечных клапанов на линиях системы организованных протечек
Закрытие отсечных клапанов на линиях подачи азота на продувку датчиков КИП бокса ПГ и палубы ГЦН, подачи азота к барботеру системы компенсации давления и к гидроемкостям.
Закрытие отсечных клапанов по технической воде и водохолодильных машин рециркуляционной системы вентиляции палубы ГЦН.
Закрытие отсечных клапанов на промконтуре СУЗ.
Закрытие отсечных клапанов на линиях подачи борного раствора на продувку датчиков КИП.
Закрытие отсечных клапанов на линии чистого конденсата к барботеру компенсатора давления
Закрытие отсечных клапанов на линии сдувки парогазовой смеси из барботера в систему дожигания водорода.
Закрытие отсечных клапанов на сливе раствора борной кислоты из гидроемкостей.
Закрытие отсечных клапанов на линиях отбора проб системы химконтроля.
Закрытие отсечных клапанов спецканализации.
Закрытие отсечных клапанов на линиях регенерации, взрыхления и гидровыгрузки СВО-1.
Открытие задвижки на линии подачи техводы к теплообменникам САОЗ.
Отключаются с запретом на включение вентиляторы рециркуляционной системы охлаждения герметичных помещений, шахты реактора, фильтровальной системы, помещений электродвигателей ГЦН и ГЗЗ.
Отключаются вентиляторы приточной и вытяжной системы гермообъема.
Закрытие отсечных клапанов на напорном воздуховоде, сбросном воздуховоде и на приточных воздуховодах приточной системы вентиляции гермообъема.
Открытие вентиля на подвод гидразин-гидрата к водоструйному эжектору сринклерной системы.
При сигнале по п.3 производится:
Открытие быстродействующих клапанов на напоре насосов аварийной подпитки высокого давления.
Закрытие вентилей на дренаже напорной магистрали насосов аварийной подпитки высокого давления.
При сигнале по п.4 производится:
Открытие быстродействующих клапанов на напорной магистрали насосов аварийного охлаждения реактора низкого давления.
Закрытие вентилей на дренаже напорной магистрали насосов аварийного охлаждения низкого давления.
При сигнале по п.5 производится:
Открытие отсечных клапанов на напорной магистрали насоса САОЗ высокого давления.
Закрытие вентилей на дренаже напорной магистрали насоса аварийной подпитки
Отключение всех ГЦН с выдержкой времени 5 сек.
Закрытие отсечных клапанов, разделяющих главный паровой коллектор.
Закрытие отсечных клапанов и задвижек на паропроводах от парогенераторов.
Закрытие клапана по линии подачи пара к БРУ-Д, БРУ-С.
Закрытие вентилей на непрерывной и периодической продувке ПГ.
При сигнале “Повышение давления в герметичном объеме до 1,2 кгс/см2" производится:
Закрытие с запретом на открытие быстродействующих клапанов на линиях подвода масла к ГЦН и слива масла от ГЦН.
Закрытие с запретом на открытие быстродействующих клапанов на линии промконтура ГЦН.
Отключение с запретом на включение насосов промконтура ГЦН.
Защиты турбоагрегата.
Защиты, действующие на останов турбоагрегата.
При повышении числа оборотов на 1112% от номинального.
При понижении давления масла на всасе главного маслонасоса до 0,3 кгс/см2 с выдержкой времени 2 сек.
При осевом сдвиге ротора турбины до величины:
+ 1,0 мм в сторону генератора;
1,5 мм в сторону регулятора скорости.
При снижении вакуума в конденсаторе турбины до 540 мм. рт. ст.
При повышении уровня в сепаратосборнике сепаратора турбины до II предела (500 мм) с выдержкой времени 20 сек.
При понижении давления пара перед ГПЗ:
а). до 35 кгс/см2 ТГ-5
б). до 35 кгс/см2 ТГ-6
При понижении давления в ГПК до 38 (40) кгс/см2.
При отключении генератора от внутренних повреждений стопорные клапаны турбины закрываются.
Защиты, действующие на отключение блока
При повышении уровня в ПВД ТГ до II предела (3850 мм).
При повышении уровня в любом парогенераторе на 300 мм выше номинального.
При понижении уровня в любых двух подключенных парогенераторах блока на 450 мм ниже номинального срабатывает аварийная защита реактора АЗ-I.
При понижении уровня в любых двух подключенных парогенераторах блока на 200 мм ниже номинального срабатывает аварийная защита реактора АЗ-III.
При понижении уровня в деаэраторе до 500 мм.
При аварийном отключении работающего маслонасоса или при снижении давления масла на напоре работающего насоса до 2,8 кгс/см2 автоматически включается резервный маслонасос, если давление на напоре было номинальным (3,2 кгс/см2).
При понижении давления масла на всасе ПМН до 1 кгс/см2 производится автоматическое отключение насоса с выдержкой времени 2 сек и накладывается запрет на его включение.
При уменьшении давления в напорном патрубке конденсатного насоса после обратного клапана до 12 кгс/см2 производится включение резервного насоса. При аварийном отключении работающего насоса производится включение резервного насоса, если давление на напоре достигло 16 кгс/см2.
Принцип построения цепей технологических защит
Принцип построения цепей технологических защит аналогичен для всех защит и строится следующим образом.
При достижении значения технологического параметра, соответствующего уставке срабатывания защиты в контрольно-измерительном приборе происходит размыкание микроконтакта в цепи, содержащей промежуточное реле. В результате этого на реле напряжение не подается, и происходит его отпускание. Для повышения надежности наиболее ответственных защит предусмотрено несколько (обычно - три) измерительных каналов с одинаковыми уставками и со своими промежуточными реле. Для срабатывания технологической защиты необходимо, чтобы произошло отпускание двух из трех промежуточных реле (если используется схема “2 из 3”). Схема “2 из 3" формируется с помощью параллельного соединения контактов, которыми управляют промежуточные реле. В некоторых случаях требуется, чтобы срабатывание защиты происходило при достижении несколькими параметрами установленных значений (например, понижение уровня и понижение давления). B этом случае контакты промежуточных реле, отвечающие за различные параметры соединяются параллельно друг другу.
Размыкание контактов промежуточных реле приводит к отпусканию выходного реле защиты, которое коммутирует цепи пускателей исполнительных устройств.
B некоторых защитах после выходного реле защиты последовательно включено реле времени. В этом случае срабатывание защиты произойдет через установленный промежуток времени, если за это время параметр не принял номинального значения.
Предусмотрена сигнализация отказа одного из трех измерительных каналов. Технически эта сигнализация строится подобно схеме формирования сигнала “2 из 3”, те есть с помощью параллельного соединения контактов, которыми управляют промежуточные реле нескольких измерительных каналов.
Рассмотрим принцип действия технологических защит на примере защиты реактора при понижении давления на выходе из активной зоны до 110-120 кгс/см2. Схема данной защиты приведена в приложении.
Имеется три независимых измерительных канала. Каждый канал включает в себя:
манометр МПЭ;
миллиамперметр показывающий самопишущий КСУ2-004;
задатчик ЗУ-05;
реле электромагнитное универсальное РПУ1-362-У3.
Сигнал по давлению на выходе из активной зоны от манометра поступает на вход миллиамперметра. Кроме отображения и регистрации прибор позволяет устанавливать уставки срабатывания технологических защит. Также на вход миллиамперметра, через реле опробования, поступает сигнал от задатчика, который используется при опробовании технологической защиты для имитации понижения давления до 110-120 кгс/см2. При номинальных значениях давления контакты между клеммами прибора 2А и 3А замкнуты, а между клеммами 2А и 2Б - разомкнуты. Таким образом, на промежуточное реле 4РП (5РП, 6РП) подается напряжение. Каждое из промежуточных реле управляет своим контактом. Далее формируется схема “2 из 3" путем последовательного соединения параллельно включенных контактов с использованием всех комбинаций, т.е.4РП с 5РП, 5РП с 6РП, 6РП с 4РП. Для срабатывания защиты необходимым условием является сочетание понижения давления на выходе из активной зоны до 110-120 кгс/см2 и понижение уровня в компенсаторе обьема до - 2,7м от номинального значения. Для этого контакты промежуточных реле, отвечающих за давление и уровень соединяются параллельно друг другу. При номинальных значениях давления контакты промежуточных реле замкнуты и на выходные реле защиты (1РЗ и 2РЗ) подается напряжение. Выходные реле защиты коммутируют цепи пускателей таким образом, что воздействие на исполнительные устройства отсутствует.
При понижении давления на выходе из активной зоны до 110-120 кгс/см2 в миллиамперметре контакт между клеммами 2А и 3А размыкается, а между клеммами 2А и 2Б - замыкается. Вследствие замыкания контакта между клеммами 2А и 2Б загорается лампа сигнализации срабатывания прибора. Размыкание контакта между клеммами 2А и 3А обесточивает промежуточное реле в каждом измерительном канале, что ведет к отпусканию реле и, как следствие, к размыканию его контактов. При одновременном понижении давления на выходе из активной зоны до 110-120 кгс/см2 и понижении уровня в компенсаторе объема до - 2,7м от номинального значения контакты промежуточных реле разомкнуты и выходные реле защиты обесточены и коммутируют цепи пускателей, воздействуя на исполнительные устройства.
В схеме предусматривается сигнализация срабатывания одного из трех измерительных каналов, т.е. его отказа. В схеме сигнализации при номинальных параметрах давления в параллельно включенных цепях все контакты замкнуты кроме нормально-замкнутых. При срабатывании одного измерительного канала и несрабатывании остальных соответствующий нормально-замкнутый контакт замыкается и в цепи сигнализации проходит сигнал. Также этот сигнал проходит при рассогласовании датчиков давления данной схемы. Сигнал рассогласования формируется благодаря размножению сигналов от манометров с помощью защитных диодных устройств и сравнению их значений между собой с помощью аналого-релейного преобразователя Л02.
Статистика отказов.
За время эксплуатации Кольской АЭС отказов технологических защит, проявляющееся как несрабатывание при достижении параметром установленного значения, не происходило. Ложное срабатывание происходило по вине персонала.
Организационная структура Кольской АЭС
Государственное предприятие Кольская атомная электростанция (КАЭС) учреждено в соответствии с приказом Министра энергетики и электрификации СССР № 36 от 18.07.73. является собственностью Российской Федерации (РФ) и входит в систему предприятий Минатома России.
Предприятие подведомственно Министерству Российской Федерации по атомной энергии (Минатому России).
Эксплуатирующей организацией для КАЭС является государственное предприятие "Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных электростанциях" (концерн "Росэнергоатом").
Взаимоотношения концерна "Росэнергоатом" и КАЭС определяются законодательными и нормативными актами РФ, уставами этих предприятий и договором о передачу концерном КАЭС федерального имущества на правах оперативного управления (договор № 2 от 9.03.93.).
КАЭС осуществляет свою деятельность в соответствии с законодательными и нормативными актами РФ, Уставом, договором с Госкомимуществом России или уполномоченным им органом о закреплении за КАЭС федерального имущества на праве полного хозяйственного ведения, договором с концерном "Росэнергоатом" о передаче КАСС федерального имущества на праве оперативного управления.
В своей деятельности КАЭС руководствуется законами РФ, указами и распоряжениями Президента РФ, постановлениями и распоряжениями Правительства РФ. приказами, распоряжениями и указаниями Минатома России, приказами, распоряжениями и указаниями концерна "Росэнергоатом", как эксплуатирующей организации атомным станций РФ.
Диспетчерское управление КАЭС осуществляется согласно прилагаемой схеме:
В соответствии с "Уставом государственного предприятия Кольская атомная станция", утвержденным Министром РФ по атомной энергии, целю деятельности КАЭС является выполнение работ по производству продукции и оказанию услуг для удовлетворения общественной потребности в электрической и тепловой энергии при безусловном соблюдении нормативных требований безопасности и надежности, норм и правил охраны окружающей среды, эффективности энергетического производства, социальных и экономических интересов членов трудового коллектива.
Кольская АЭС пользуется государственным имуществом (ядерными установками, делящимися веществами, оборудованием, зданиями и сооружениями, включенными в ядерно-энергетический цикл) переданным ей на праве оперативного управления на условиях договора № 2 от 09.03.93, заключенного с концерном "Росэнергоатом". Остальное имущество закреплено за Кольской АЭС на праве полного хозяйственного ведения.
В соответствии с договором о передаче КАЭС федерального имущества на праве оперативного управления КАЭС обязана создать необходимую организационную структура для безопасной эксплуатации переданного имущества.
Высшим должностным лицом КАЭС является директор, который утверждает организационную структуру Кольской АЭС и штатное расписание. Директор осуществляет свою деятельность на основании и в соответствии с условиями контракта, заключаемого с ним Минатомом России по представлению руководителя концерна "Росэнергоатом". Директор осуществляет текущее руководство деятельностью КАЭС, он подотчетен в своей деятельности Минатому России, а также в случаях, прямо указанных в законодательных актах РФ - трудовому коллективу. По вопросам, отнесенным к его компетенции, директор действует из принципа единоначалия.
Организационная структура КАЭС обеспечивает:
четкое распределение обязанностей, полномочий и ответственности между подразделениями и должностными лицами;
контроль качества и деятельности по обеспечению качества по всех этапах жизненного цикла АЭС;
контроль за ведением учета ядерных материалов и их физической защитой и обеспечением пожарной безопасности АЭС;
контроль за соответствием форм и сроков представления в органы государственного регулирования безопасности отчетов или другой требуемой информации;
надежную подготовку эксплуатационного персонала;
взаимодействие с органами государственного регулирования безопасности и выполнение их требований, в том числе проведение лицензионного процесса, включая проведение собственных экспертиз и оценок безопасности;
установление связей с проектными и монтажными организациями. предприятиями - изготовителями и другими организациями;
надежную связь с общественностью и т.д.
КАЭС осуществляет следующие основные виды деятельности в соответствии с "уставом":
выработка электрической и тепловой энергии;
производство ремонтных и наладочных работ;
производство полного цикла операций по приемке, хранению, нагрузке и выгрузке ядерного топлива, отправке отработавшего ядерного топлива, захоронению и отправке радиоактивных отходов атомной станции;
производство строительно-монтажных работ на объектах производственной и социальной сферы;
выполнение научных исследований, научных исследовательских и научно-технических разработок, проектных и изыскательских работ.
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
