Модернизация АСР (общий обзор) второго контура блока ВВЭР-440 Кольской АЭС

Работа из раздела: «Физика и энергетика»

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.

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.

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;

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-31 (-32) УЗ-21 (-22),“H” в КД-2-1 (-32) УЗ-81 (82)	3707.000.00Э3	1-3
	Регулятор “P” в магистрали 6 ата 96-м1, II; 97-м1, IIБлоки 1,2.	1,2-04-07CХ-89	1-5
	Регуляторы теплофикации I; II блока: 460м1, II; 462м1, II; 438м1, II; 461м1, II; 448м1, II; 440м1, II;	3701.000.00. ЭЗ	1-6
	Регулятор температуры подпиточной воды тс 437м1 Блок 1	3702.000.00. Э3	1-7
	Регулятор уровня в деаэраторе N1и 2 в режиме обесточения 502 м1	3703.000.00. Э3	1-8
	Регулятор уровня в деаэраторе N 3 и 4 в режиме обесточения 502 мII	3834.000.00. Э3	1-8а
	Регулятор уровня в деаэраторе 282м1; 283м1 Блок 1282мII; 283мII Блок2	1,2-04-07CХ-89	1-9
	Регулятор расхолаживания 269-м1 (РУР-1)270-м1 (РУР-2)	КЛ.1P1-1Б-72-026	1-10
	Регулятор уровня в технологическом конденсатореТК-1 (ТК-2) 278-М1	2092241-АТ	1-11
	Регулятор уровня в конденсаторе 243мI; II 244-м1, II	3689.000.00. ЭЗ	1-12
	Регулятор давления пара на уплотнения ЦВД и ЦНД370-м1; II; 371-м1; II; 372-м1; II; 373-м1; 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-м1; II;159-м1; II;	3687.000.00. Э3	1-16
	Регулятор уровня в к. cб. СПП - 1 ст. CПП-С152-м1; II; 153-м1: II; 160-м1; II; 161-м1; 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 70м1, II; 71м1, II	3693,000.00. Э3	1-20
	Схема блокировок регуляторов уровня в ПНД-468-м1, (мII); 69-м1 (мII)	3682.000.00. Э3	1-21
	Регулятор пониженного уровня в ПНД-4 (слив в ПНД-3) 68м1, II; 69м1, II	3692.000.00 Э3	1-22
	Регулятор уровня в ПНД-2 76м1, II; 77м1, II	3685.000.00. Э3	1-23
	Регулятор БРУ-479 станционных нужд 261м1, II;262м1, 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-р1 (блока 2 36-рII)	1,2-04-07CХ-89	1-27
	Регуляторы уровня и давления в деаэраторе подпитки I контура 37-р1, II; 35-р1: II	1,2-04-07CХ-89	1-28
	Регулятор давления на напоре АПНБ68-р1 (1Б-51); 69-р1 (1Б-52)	КЛ.1-Р1-01-72-001л. 19	1-29
	Регулятор уровня в КО при разуплотнении 1 конт93-р1 (1Б-41); 94-р1 (1Б-42)	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-т1	2514р-1-2221	1-38
	Регулятор уровня в баке технической воды 60-тII	2514р-II-2221	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 81 (1 блок) 82 (2 блок)	2065557-АТ-1	1-42
	Регулятор давления в 1 контуре	1 (2) ТАИ-СХ-1 (4 листа)	1-43
	Регулятор расхолаживания 606м1I (РУР-1)603мII (РУР-2)	КЛ.2Р1-1Б-72-026	1-44
	Регулятор уровня в технологическом конденсаторе608мII (“H”в ТК1); 610мII (“H”в ТК2)	2092244-АТ	1-45
	Регулятор давления на напоре АПНБ68-рII (2Б-51); 69-рII (2Б-52)	КЛ.2-Р1-01-72-001л. 19	1-46
	Регулятор уровня в КО при разуплотнении 1 конт93-р1 (1Б-41); 94-р1 (1Б-42)	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/см²с 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/см²производится 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/см²производится 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/см²и 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/см²в 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/см²и 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.

Руководящий персонал (директор, главный инженер, заместитель директора по безопасности, заместители главного инженера) проходят проверку знаний в эксплуатирующей организации и получает лицензии на право управления АЭС.

Ряд работ для Кольской АЭС в соответствии с заключенными договорами выполняют подрядные организации, имеющие разрешение (лицензии) на выполнение этих работ.

Общая списочная численность персонала Кольской АЗС по состоянию на 01.01.01 г. составила 3169 человек, в том числе:

промышленно-производственный персонал2949 чел.;

непромышленный персонал220 чел.

Среднесписочная численность персонала за 1998 год составила 3124 чел., из них:

промышленно-производственный персонал - 2903 чел.;

в том числе:

рабочие - 1822 чел.;

руководители - 387 чел.;

специалисты - 659 чел.;

служащие - 35 чел.;

непромперсонал221 чел

Действующая в настоящее время организационная структура Кольской АЭС соответствует требованиям и рекомендациям Минатома России, эксплуатирующей организации. органов государственного регулирования безопасности.

В соответствии с делегированными директором полномочиями главный инженер, заместители директора, заместители главного инженера, руководители подразделений в пределах своей компетенции выпускают указания, обязательные для исполнения персоналом АЭС. В приказах и указаниях назначаются лица, на которых возлагается контроль за их исполнением.

Государственное регулирование безопасности при использовании атомной энергии осуществляется специально уполномоченными на то федеральными органами исполнительной власти - органами государственного регулирования безопасности, осуществляющими регулирование ядерной, радиационной, технической и пожарной безопасности: Федеральным надзором России по ядерной и радиационной безопасности, Министерством здравоохранения Российской Федерации, Федеральным горным и промышленным надзором России и Министерством внутренних дел Российской Федерации.

ОРГАНИЗАЦИЯ ЦЕХА ТАИ

Основными задачами цеха ТАИ являются:

выполнение диспетчерского графика нагрузок и государственного заказа по выработке и отпуску электроэнергии;

обеспечение надежной, безаварийной и экономичной работы закрепленного за цехом оборудования, поддержание оборудования в постоянной готовности к выполнению возложенных на него функций;

поддержание нормального качества отпускаемой электрической энергии, давления и температуры пара и горячей воды;

повышение производительности труда за счёт внедрения научной организации труда, механизации автоматизации ремонтных работ, снижение стоимости эксплуатационных расходов, организации и проведения работ по рационализации и изобретательству;

защита окружающей Среды, персонала и населения от вредного влияния производства;

выполнение производственно-хозяйственных планов цеха.

Для решения перечисленных основных задач цех ТАИ обязан:

организовать круглосуточное дежурство оперативного и оперативно-ремонтного персонала для обеспечения постоянной эксплуатации оборудования цеха (СУЗ, АСР, ДУ, СИ, ТЗ и С) и поддержание его в исправном состоянии путём обходов и осмотров с целью своевременного выявления и устранения дефектов, планового ТО приборов КИП;

обеспечивать высокую надёжность работы оборудования цеха (устройств СУЗ, АСР, ДУ, ТЗ и С, СИ) путём своевременного технического обслуживания и качественного ремонта, замены элементов выработавших ресурс, модернизации и реконструкции оборудования;

анализировать и обобщать опыт эксплуатации оборудования цеха, разрабатывать мероприятия по повышению надёжности и экономичности его работы, повышению производительности труда при проведении технического обслуживания и ремонта;

обеспечивать подготовку оборудования к ремонту или техническому обслуживанию по заявкам и допуск персонала к ремонтным работам в соответствии с оформленными нарядами или распоряжениями, согласно ПОТ;

выполнять требования ОПЭАС, ППБ, ПБЯ, правил Госпроматомэнергонадзора, Госсаннадзора, НТД Госстандарта, производственных и должностных инструкций, технических стандартов, циркуляров и директивных указаний вышестоящих организаций, приказов и указаний по АЭС, указаний по цеху;

составлять заявки на оборудование и запасные части к нему средств малой механизации, материалы, инструмент и спецодежду в соответствии с нормами для эксплуатационных и ремонтных нужд и обеспечивать их получение;

обеспечивать рабочие места персонала необходимым инвентарём, приборами, материалами, защитными средствами и организовать рабочие места с учётом рекомендаций типовых проектов;

организовывать планирование и подготовку к ремонтам, разрабатывать годовые графики ремонта и технического обслуживания, закреплённого за цехом оборудования;

разрабатывать новые и периодически пересматривать действующие производственные и должностные инструкции, принципиальные электрические схемы и другие нормативные документы по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонту;

контролировать соблюдение персоналом производственной и трудовой дисциплины, правил и норм охраны труда, техники безопасности и производственной санитарии;

составлять и согласовывать с профсоюзным комитетом цеха график отпусков персонала и представлять его руководству АЭС на утверждение;

участвовать в комиссии по расследованию аварий, отказов и неисправностей в работе оборудования, загораний и несчастных случаев, происшедших в цехе или других помещениях АЭС; разрабатывать и осуществлять мероприятия по ликвидации аварийных очагов, отступлений от ОПЭАС и ПОТ и случаев травматизма;

осуществлять подбор кадров, их расстановку и целесообразное использование, повышать квалификацию персонала путём организации использование, повышать квалификацию персонала путём организации технической учёбы, изучения ОПЭАС, ПОТ, директивных указаний Министерства РФ по атомной энергии, проводить инструктажи и противоаварийные тренировки в соответствии с правилами организации работы с персоналом, проверять знания персоналу ОПЭАС, ПОТ, ПРБ, ПБЯ, должностных и производственных инструкций в установленные сроки;

организовать учёт, своевременное составление первичных документов и отчётности по производственно-хозяйственной деятельности цеха;

проводить работу по аттестации и рационализации рабочих мест, правильному применению форм и систем оплаты труда, развитию рационализации и изобретательства;

содержать в чистоте помещения цеха ТАИ, выполнять противопожарные правила и следить за исправностью средств пожаротушения цеха;

проводить испытания и проверки устройств СУЗ, АСР и технологических защит, согласно сроков, определённых графиком, утверждённым главным инженером;

организовать входной контроль оборудования поступающего по заявкам цеха; проверять состояние средств измерений. АСР, СУЗ, ДУ, ТЗ и С, поступающих на склад ОПТК и контролировать правильность организации их хранения;

организовать приёмку, наладку, испытания и ввод в эксплуатацию вновь монтируемого оборудования;

внедрять утверждённые мероприятия по науке и новой технике, производить работу по реконструкции и модернизации оборудования цеха с целью повышения его надёжности и экономичности;

обеспечивать единство и требуемую точность теплотехнических измерений на станции.

В соответствии со штатным расписанием для выполнения возложенных функций в цехе ТАИ организованы:

Служба эксплуатации в составе:

оперативный персонал;

дневной персонал (техники по документации, ведущие инженеры по эксплуатации).

Руководит службой заместитель начальник цеха ТАИ по эксплуатации.

Служба ремонта в составе:

лаборатории СУЗ, КИП, АРЗ;

участок общецехового ремонта;

участок оперативного ремонта (в оперативном подчинении НС ЦТАИ);

группа организации ремонта.

Руководит службой заместитель начальник цеха ТАИ по ремонту.

Общецеховой персонал в составе:

табельщица;

секретарь-машинистка.

Общецеховой персонал непосредственно подчинён начальнику цеха.

Группа реконструкции и модернизации в составе:

инженеров по реконструкции.

Основные задачи ремонтного подразделения.

Основной задачей ремонтного подразделения является выполнение ремонта средств тепловой автоматики и измерений, поддержание оборудования в постоянной готовности к выполнению возложенных на него функций. Основные функции службы ремонта:

Выполнение капитального, среднего и текущего ремонта, техническое обслуживание средств автоматики и измерений, включая первичные преобразователи, относящиеся к ним электрические цепи.

Ремонт и наладка контрольно-измерительных приборов, автоматики, технологических защит, сигнализации, дистанционного управления запорными и регулирующими органами.

Ремонт трубных и кабельных соединительных линий систем измерений, автоматического регулирования, технологических защит, блокировок и сигнализации.

Защита окружающей среды, персонала и населения от вредного влияния производства.

Основные задачи службы эксплуатации.

Основной задачей эксплуатации является обеспечение надежной, экономичной, безаварийной работы оборудования, находящегося в эксплуатации ЦТАИ. Основные функции службы эксплуатации:

Выполнение организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ на оборудовании цеха ТАИ ремонтным персоналом;

Опробование технологических защит, блокировок, сигнализации;

Продувка импульсных линий КИП и А;

Контроль исправности средств измерений, установка и снятие диаграммной бумаги на регистрирующих приборах с ежесменной отметкой времени и сбором учетных диаграммных лент для сдачи в ПТО;

Устранение мелких замечаний в работе КИП и А;

Ежесменные обходы и осмотры оборудования по установленным маршрутам;

Поддержание эксплуатационного и противопожарного режима оборудования и помещений (уборка по графику, сохранность и правильное использование средств пожаротушения);

Ведение оперативной документации:

Производство оперативных переключений в электросхемах, сборка и разборка схем электропитания оборудования цеха ТАИ;

Ввод в работу средств измерений, автоматики, теплотехнических защит, блокировок и сигнализации.

Предотвращение возгораний на оборудовании и в помещениях ЦТАИ.

Организационная структура цеха ТАИ.

Цех ТАИ осуществляет свою деятельность на основании 'Положения о цехе ТАИ' №0-04-101-П91, утвержденного директором КАЭС 21.05.91.

В состав цеха входят:

1. Служба эксплуатации (оперативный персонал).

2. Ремонтная служба:

лаборатория по обслуживанию и ремонту оборудования автоматики, регулирования технологических защит и сигнализации (АРЗиС);

лаборатория контрольно-измерительных приборов (КИП);

лаборатория системы управления и защит реакторной установки (СУЗ);

участок оперативного ремонта (УОР);

участок общецехового ремонта (УОЦР).

3. Группа реконструкции.

Лаборатории по структуре делятся на несколько мастерских участков по типу и функциональному назначению оборудования. Структура этого деления определяется начальником лаборатории, исходя общих задач стоящих перед лабораторией. Каждый мастерский участок возглавляет мастер, в подчинении которого имеется высококвалифицированные рабочие. Исходя из задач лаборатории, организована группа инженерной подготовки, в которую включается высококвалифицированные специалисты, обладающие большим опытом работы на КАЭС. Группа выполняет также координацию с другими подразделениями в части организации и проведении ремонта.

Организационная структура цеха ТАИ представлена в виде таблицы.

Функции, обеспечивающие выполнение основных задач.

Основные задачи и функции лаборатории АРЗ:

обеспечение надежной и безаварийной работы закрепленного оборудования;

выполнение производственно-хозяйственных планов лаборатории, мероприятий, предписаний;

обеспечение экономичной и надежной работы оборудования АЭС совместно с другими подразделениями цеха ТАИ и технологическими цехами;

повышение производительности труда за счет внедрения мероприятий НОТ, новой техники;

обеспечение совместно с другими подразделениями цеха ТАИ и технологическими цехами общей ядерной безопасности при эксплуатации АЭС, включая защиту окружающей среды и людей.

Основные задачи и функции лаборатории СУЗ:

обеспечение совместно с технологическими цехами экономичной и надежной работы закрепленного оборудования;

обеспечение надежной и безаварийной работы закрепленного оборудования в соответствии с проектом;

выполнение производственно-хозяйственных планов цеха, технико-экономических показателей;

повышение производительности труда за счет внедрения новой техники, оптимизации ремонтных работ;

осуществляет подбор, расстановку и организацию работы персонала;

производит обучение персонала;

составляет заявки на запчасти и материалы;

принимает участие в подготовке ремонтной документации;

организует рабочие места персонала в соответствии с требованиями НОТ;

осуществляет контроль за соблюдением персоналом трудовой и производственной дисциплины;

принимает участие в комиссиях по расследованию аварий, отказов, пожаров, несчастных случаев, выполняет мероприятия по устранению аварий;

выполняет предписания контролирующих органов;

принимает участие в проведении испытаний и техническом освидетельствовании оборудования СУЗ;

принимает участие в разработке эксплуатационно-технической документации на вновь вводимое оборудование и пересмотре существующей документации.

Основные задачи и функции лаборатории КИП:

обеспечение совместно с другими подразделениями цеха ТАИ и технологическими цехами экономичной и надежной работы оборудования АЭС;

обеспечение текущего, капитального ремонтов и наладки систем теплотехнических измерений, находящихся в ведении лаборатории КИП;

снижение стоимости технического обслуживания и ремонтов оборудования лаборатории КИП;

выполнение производственно-хозяйственных планов лаборатории, мероприятий и предписаний;

внедрение научной организации труда с целью повышения производительности труда;

обеспечение ядерной и радиационной безопасности при эксплуатации АЭС, включая защиту людей и окружающей среды.

Основные задачи и функции участка оперативного ремонта:

обеспечение надежной и экономичной работы оборудования ЦТАИ;

обеспечение технического обслуживания КИП по годовому графику;

своевременное и качественное устранение дефектов на основном, вспомогательном оборудовании энергоблоков 1-4 и внешних объектов КАЭС, относящихся у ЦТАИ.

Основные задачи и функции участка общецехового ремонта:

обеспечение совместно с ремонтными подразделениями цеха ТАИ надежной и экономичной работой оборудования цеха;

выполнение обслуживания и профилактического ремонта оборудования, согласно планам работ и утвержденным графикам;

устранение дефектов на закрепленном оборудовании качественно и в срок;

выполнение заявок лабораторий по модернизации, реконструкции, монтажу и ремонту оборудования цеха;

замену, прокладку и маркировку силовых и измерительных кабелей и импульсных линий;

сварочные работы на участках ремонта;

монтаж кабельных коробов, коробок СК, герметизация кабельных проходок и импульсных линий, ремонт проходок ПГКК и “Элос”;

монтаж вторичной коммутации электроустройств цеха ТАИ, приборов КИП, первичных преобразователей при реконструктивных работах;

первичную проверку сопротивления изоляции кабельных линий связи и проверку герметизации импульсных линий;

изготовление и монтаж стендов датчиков КИП и А и других металлоконструкций.

Основные характеристики подразделений.

Лаборатория КИП

Существующий штат персонала лаборатории разработан в 1986 году и до настоящего времени не изменялся. Для обеспечения основных задач производственной деятельности лаборатория выполняет работы и производственные обязанности неучтенные штатным расписанием, а именно:

По ремонту оборудования:

ремонт в резерв комплекта оборудования относящегося к системам безопасности бл.3,4;

ремонт оборудования по заявкам других цехов;

ремонт и ревизия измерительных каналов теплотехнического контроля технологического оборудования цехов РЦ, ТЦ, ХЦ, ЭЦ, ЦЭОО;

выполнение пусконаладочных работ после ППР бл.14. Включение оборудования в работу;

техническое обслуживание кабельных связей между оборудованием ЭЦ и ЦТАИ (ЭКМ), (блокировки и АВР электротехнического оборудования);

ремонт и Т.О. оборудования установленного за пределами АЭС и на объектах г. Полярные Зори.

По техническому обеспечению ремонта:

подготовка и Т.О. в резерв узлов и запасных частей приборов полученных по заявкам;

восстановительный ремонт в резерв узлов приборов вышедших из строя;

ремонт и техническое обслуживание, в соответствии с годовым графиком, гидравлических прессов для поверки (калибровки) манометров (Л.М. и цТАИ).

По техническому обеспечению эксплуатации действующего оборудования:

ремонт в резерв манометров для обеспечения дежурных смен цеха;

ремонт в резерв оборудования для обеспечения дежурного персонала УОР;

ремонт в резерв запасных частей и узлов приборов для обеспечения персонала УОР;

замена устаревшего выработавшего ресурс оборудования бл.14.

По эксплуатационному обслуживанию:

устранение дефектов на оборудовании и замечаний по состоянию оборудования;

устранение замечаний выявленных при плановых и неплановых опробований систем безопасности;

плановые и неплановые опробования защит и блокировок бл.14;

выполнение контрольных проверок достоверности показаний приборов после ППР бл.14 и при текущей эксплуатации.

По реконструктивным работам:

выполнение входного контроля оборудованию, полученному по проектам на реконструкцию бл.14;

выполнение контроля за качеством и соответствие проекту выполняемых монтажных работ;

выполнение пусконаладочных работ и включение в работу нового оборудования;

контроль за состоянием оборудования в период подконтрольной эксплуатации;

оборудование, обслуживаемое лаб. КИП в основном изготовлено на заводах, расположенных на территории бывших советских республик.

Лаборатория СУЗ.

Комплекс электрооборудования системы СУЗ реактора ВВЭР-440 (В-230) предназначен для управления и защиты ядерного реактора и обеспечивает:

аварийную защиту реактора при поступлении аварийных сигналов;

автоматическое регулирование мощности реактора;

групповое и индивидуальное управление ОР СУЗ реактора;

автоматическое шунтирование технологических сигналов при пуске и останове реактора;

контроль уровня нейтронной мощности и периода разгона реактора во всех режимах его работы по значению плотности нейтронного потока и скорости его изменения;

сигнализацию первопричины срабатывания АЗ;

индикацию положения ОР на БЩУ;

сигнализацию о неисправности электрооборудования системы СУЗ.

Лаборатория АРЗ.

Лаборатория АРЗ обслуживает электрооборудование технологических защит, блокировок и сигнализации основного и вспомогательного оборудования, систем автоматического регулирования теплотехнических (технологических) процессов, схем управления электроприводами запорной и регулирующей арматуры.

Служба эксплуатации.

Служба эксплуатации выполняет обслуживание и эксплуатацию схем аварийных и технологических защит и контуров, блокировок, контрольно-измерительных приборов, линий связей (импульсных линий, кабельных линий), схем управления защит при работе блока на мощности и в период ППР.

Перечень принятых сокращений

АЗ-1, 3 аварийная защита первого, третьего рода

АКНП аппаратура контроля нейтронного потока

АПЭН аварийный питательный электронасос

АРП аварийный регулятор питания

АФ анионитовый фильтр

БЗОВ бак запаса химобессоленной воды

БРП байпасный регулятор питания

БРУ-А быстродействующая редукционная установка сброса пара в атмосферу

БЩУ блочный щит управления

ВВЭР водо-водяной энергетический реактор

ВИУР ведущий инженер по управлению реактора

ВХР водно-химический режим

ГЗЗ главная запорная задвижка

ГИ гидравлические испытания

ГПК главный паровой коллектор

ГЦК главный циркуляционный контур

ГЦН главный циркуляционный насос

ДАПЭН дополнительный аварийный питательный электронасос

ЕЦ естественная циркуляция

ЗНРЦ заместитель НРЦ

ЗНТЦ заместитель НТЦ

ИВС информационная вычислительная система

ИМ исполнительный механизм

ИСУ избирательная система управления

ИУ индикатор уровня

ИЭ инструкция по эксплуатации

КВПП контроль влажности пара в паропроводе

КИП контрольно-измерительные приборы

КУ ключ управления

КПВ контроль плотности выгородок

КПР контроль плотности разъёмов

КУП контроль уровня в ПГ

МБЩУ машинист БЩУ

МКУ минимальный контролируемый уровень

МПП межпрокладочное пространство

НС начальник смены

ОАСУ отдел автоматизированных систем управления

ОРП основной регулятор питания

ПБ переключатель блокировок

ПБЯ Правила ядерной безопасности

ПГ парогенератор

ПД переключатель датчиков

ППР плановый предупредительный ремонт

ПУ переключатель управления

ПЭН питательный электронасос

РП расширитель продувки

РТК радиационно-технологический контроль

РУ реакторная установка

РЩУ резервный щит управления

СВО спецводоочистка

СВРК система внутриреакторного контроля

СУД сосуд уравнительный двухкамерный

СУО сосуд уравнительный однокамерный

ТВЭЛ тепловыделяющий элемент

ТГ турбогенератор

ТО техническое описание

УП указатель положения

ХОВ химобессоленная вода

ЦТАИ цех тепловой автоматики и измерений

ЩРК щит радиационного контроля

ЭКМ электроконтактный манометр

Список используемой литературы

Альбом специализированного оборудования АЭС с блоками ВВЭР-440. Москва. Интератомэнерго. 1985 г.473 с.

Сборочные чертежи машзала.1 блок.З. л.999926. Ло ТЭП.

Сборочные чертежи машзала.2 блок.З. л.1035094. Ло ТЭП.

Турбина паровая К-220-44-3. Чертежи по ХТЗ. Б-88-СБ.

Информация к партнерской проверке ВАО АЭС МЦ энергоблока 4 Кольской АЭС 16 августа-3 сентября 1999 года. КАЭС. НТИ 55-99.1999г.98с.

Учебные пособия для подготовки персонала Кольской АЭС:

Общий обзор второго контура № 3342

Турбоустановка К-220-44-3 № 3355

Турбогенератор ТВВ-220-2А № УП-12-0-49

Парогенератор и его система № 3345

Журналы (перечень) регуляторов машзала 1,2 очереди.