Установка сво-1 (tc)
Аспекты необходимости очистки теплоносителя 1-го контура.
Безопасное и экономичное ведение основного технологического процесса на АЭС обеспечивается, в числе прочих, поддержанием оптимального водно-химического режима в первом контуре с учётом конструкции и материалов реактора, парогенератора, прочего оборудования и специфичности получения энергии в реакторах типа ВВЭР за счёт энергии, выделяющейся при деления ядер.
Основными задачами водно-химических режимов реакторов типа ВВЭР является поддержание максимальной чистоты теплоносителя, минимизация скорости коррозии и предотвращение отложений на поверхностях оборудования. Отложения появляются в связи с наличием набора различных конструкционных материалов в условиях больших тепловых потоков, интенсивного облучения, присутствия корректирующих добавок и радиолитических газов.
Поэтому для очистки теплоносителя 1-го контура от примесей (механических и растворимых) были спроектированы две установки:
СВО-2 низкотемпературная (менее 50С) ионообменная очистка от растворённых примесей;
СВО-1 высокотемпературная (при рабочих параметрах 1-го контура) очистка от механических примесей продуктов коррозии;
Очистка воды в системе СВО-1 основана на применении высокотемпературных неорганических сорбентов из мелкопористой нержавеющей стали, титана, гранулированного графита и т.д. Использование высокотемпературных систем очистки позволяет без существенных потерь тепла повысить долю теплоносителя, поступающего на очистку Высокотемпературные установки фильтрации высокого давления имеют ряд технологических преимуществ, которые окупают необходимые дополнительные затраты: отпадает необходимость в тракте продувочной воды с охладителями, сборниками, питательными насосами высокого давления и т.п., циркуляция воды в системе 1 КОНТУР ОЧИСТКА производится за счёт перепада давления, создаваемого ГЦН, теплоноситель не обезгаживается, и поэтому отпадает необходимость в интенсивной компенсации потерь водорода, отсутствие дегазации воды позволяет отказаться от громоздких установок переработки газовых сбросов.
Установка СВО-1 располагается в гермозоне и входит в состав первого контура.
Главные циркуляционные трубопроводы (ya)
Главные циркуляционные трубопроводы, соединяющие оборудование главного циркуляционного контура, предназначены для организации циркуляции теплоносителя через реактор по 4-м петлям:
парогенераторГЦНреакторпарогенератор
По критериям безопасности ГЦТ отнесен к устройствам нормальной эксплуатации, по категории сейсмостойкости ГЦТ отнесен к первой категории.
Конструкция ГЦТ и способы его закрепления рассчитаны на восприятие нагрузки от максимального расчетного землетрясения силой 7 баллов по шкале MSK-64 с одновременным воздействием нагрузок от разрыва по полному сечению одной из циркуляционных петель. Срок службы ГЦК 30 лет.
Главные циркуляционные трубопроводы установлены в помещениях гермооболочки и недоступны для обслуживания при работе реакторной установки. Циркуляционные петли размещены попарно, в диаметрально противоположных сторонах от реактора:
пом. ГА-407/1 циркуляционные петли №1 и №4 (YA10, YA40);
пом. ГА-407/2 циркуляционные петли №2 и №3 (YA20, YA30).
Угол между парными петлями равен 55 градусов. Каждая из четырёх циркуляционных петель имеет “горячую” и “холодную” нитки.
Участки между выходными патрубками реактора и входными патрубками ПГ называются “горячими” нитками. Участки между выходными патрубками ПГ и патрубками всаса ГЦН, между нагнетающими патрубками ГЦН и входными патрубками реактора называются “холодными” нитками.
По “горячим” ниткам нагретый в реакторе теплоноситель подаётся к парогенераторам. По “холодным” ниткам охлажденный теплоноситель возвращается из парогенераторов в реактор. Для обеспечения циркуляции теплоносителя между парогенераторами и реактором в “холодных” нитках установлены ГЦН (см. Рис. 4).
Рисунок 4 Главные циркуляционные трубопроводы
Все циркуляционные петли идентичны по компоновке и длинам, что обеспечивает их равное гидравлическое сопротивление и возможность параллельной работы ГЦН на реактор без установки дроссельных шайб в петлях. Размер внутреннего диаметра 850 мм выбран из условия обеспечения приемлемого гидравлического сопротивления главного циркуляционного контура.
Таблица 8 Гидравлические потери по тракту 1 контура на номинальном режиме
Наименование участка |
Потери (кгс/см2) |
Входная камера (включая опуск, опорную конструкцию активной зоны) |
2,05 |
Активная зона |
1,45 |
Выходная камера (включая БЗТ, перфорацию шахты) |
0,376 |
Горячая нитка петли (включая выходной патрубок реактора) |
0,414 |
Парогенератор |
1,376 |
Холодная нитка петли (включая патрубок входа в реактор) |
0,662 |
ИТОГО: |
6,328 |
В состав ГЦТ серийного реактора ВВЭР-1000 В-320 входят:
трубопроводы циркуляции теплоносителя Ду850;
элементы крепления;
теплоизоляция ГЦТ;
патрубки и штуцеры вспомогательных систем;
182 датчика термоэлектрических термометров с компенсационными коробками;
28 отключающих устройств в импульсных линиях датчиков давления.
ГЦТ состоят из трубных узлов, изготовленных бесшовным способом из низколегированной углеродистой стали перлитного класса 10ГН2МФА с плакированием внутренней поверхности нержавеющей сталью 08Х18Н10Г2Б. Петли собираются из 28 трубных блоков сваркой (делается 40 монтажных сварных швов) и привариваются к патрубкам реактора, парогенераторов и ГЦН.
Для обеспечения нормальной и безопасной эксплуатации РУ, для контроля параметров 1 контура, а также для обеспечения безопасности РУ в аварийных режимах ГЦТ соединен при помощи вваренных в трубные блоки патрубков, штуцеров и герметичных чехлов со следующими вспомогательными системами, входящими в 1 контур и РУ (Рис. 2):
системой компенсации давления (YP);
системой аварийного и планового расхолаживания (TQ12);
системой аварийного ввода бора (TQ13,14);
системой байпасной очистки теплоносителя 1 контура СВО-1 (TC);
cистемой продувки-подпитки 1 контура (TK);
системой оргпротечек (TY);
системой измерения параметров теплоносителя 1 контура.
С системой компенсации давления ГЦТ связан патрубком 21919 мм (холодная нитка петли YA10) и патрубком 42640 мм (горячая нитка петли YA40).
С системой аварийно-планового расхолаживания ГЦТ связан четырьмя патрубками 35136 мм (холодные и горячие нитки петель YA10,40).
С системой аварийного ввода бора ГЦТ связан тремя патрубками 15916 мм (холодные и горячие нитки петель YA10,30,40).
С системами байпасной очистки теплоносителя 1 контура СВО-1, продувки-подпитки 1 контура, ГЦТ связан восемью патрубками 13312 мм (холодные нитки каждой петли).
Горизонтальные участки ГЦТ между парогенераторами и ГЦН соединены с системой оргпротечек четырьмя штуцерами 383,5 мм.
В местах врезки трубопроводов в ГЦТ установлены ограничители расхода, предназначенные для ограничения течи из 1 контура при разрыве трубопроводов вспомогательных систем. Отборные трубопроводы КИП врезаны в ГЦТ через отключающие устройства, предотвращающие утечку теплоносителя 1 контура при возникновении неплотности отборных трубопроводов. При появлении расхода теплоносителя в импульсной линии более 500 л/ч, отключающее устройство срабатывает и отключает отборную линию датчика КИП от ГЦТ.
Трубопроводы Дy50 продувки первого контура вварены в трубопроводы подачи теплоносителя на фильтры СВО-1.
В трубопроводы возврата теплоносителя после фильтров байпасной очистки всех петель вварены трубопроводы Дy50 подпитки первого контура. В патрубках подпитки, работающих в условиях локальных изменений температур, установлены тепловые экраны. Все патрубки вспомогательных систем в ГЦТ, за исключением одного патрубка системы
Р
исунок
4 План ГЦК
аварийного охлаждения активной зоны (TQ12,22,32) в “холодной” нитке петли №4 и патрубков дренажей ГЦТ, расположены выше осей “холодных” ниток, что обеспечивает ремонт трубопроводов и оборудования вспомогательных систем без выема топлива из реактора.
Трассировка трубопроводов ГЦК выполнена с учетом самокомпенсации температурных расширений при разогреве 1 контура. Температурные расширения ГЦТ компенсируются перемещением на роликовых опорах парогенераторов и ГЦН.
Рисунок 5. Опоры ГЦТ
Величина хода опор ПГ в направлении продольной оси составляет 100 мм, а в направлении поперечной оси 140 мм в сторону “холодного” коллектора и 40 мм в сторону “горячего” коллектора.
Шаровые опоры ГЦН имеют величину хода 80 мм во всех направлениях. Для ограничения перемещений ГЦТ в случае его разрыва и обеспечения требований по сейсмостойкости, предусмотрены аварийные ограничители.
Рисунок 6. Опоры ГЦН
Нагрузки, вызванные аварийным разрывом ГЦТ, воспринимаются головками, установленными под коленами ГЦТ и у улиток ГЦН, а также тягами, препятствующими вертикальному перемещению ГЦТ. Головки вместе с основаниями, стойками и закладными деталями представляют собой коробчатую конструкцию и образуют аварийные опоры двух типов
опоры ГЦК, тип 1 аварийные опоры холодных ниток и улиток ГЦН (12 шт.);
опоры ГЦК, тип 2 аварийные опоры горячих ниток (4 шт.).
На каждом ГЦН установлено по три аварийные тяги диаметром 170 мм, препятствующие перемещению ГЦН вверх при разрыве ГЦТ.
Защита ГЦТ от сейсмических воздействий осуществляется посредством гидроамортизаторов, закрепляющих парогенераторы и ГЦН. На каждом ГЦН устанавливается по 5 гидроамортизаторов, три гидроамортизатора воспринимают усилия от улитки ГЦН и два – от электродвигателя.
Для восприятия сейсмических нагрузок на ПГ также предусмотрена система гидроамортизаторов. На каждом парогенераторе установлено по 8 гидроамортизаторов, по четыре с противоположных боковых поверхностей ПГ у противоположных люков-лазов ПГ по 2-му контуру. При этом с каждой из сторон ПГ гидроамортизаторы попарно расположены во взаимно перпендикулярных плоскостях.
Дополнительно на трубопроводах выхлопа импульсных предохранительных устройств КД имеется 3 шт гидроамортизаторов, на трубопроводах впрыска в КД 7 шт.
С целью обеспечения минимальных тепловых потерь с оборудования и трубопроводов во время работы РУ, весь ГЦТ покрыт теплоизоляцией.
Во время нахождения РУ в горячем состоянии даже при наличии на поверхностях оборудования проектной тепловой изоляции, будут иметь место значительные тепловые потери порядка 3 МВт в пространство гермообъёма. Причём тепловые потери петель (включая парогенераторы) составляют примерно 84 % от общих тепловых потерь.