Отчёт по практике НВ АЭС. Практика. Информация о нововоронежской аэс
 Скачать 47.73 Kb.
|
|
Содержание 1. ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ О НОВОВОРОНЕЖСКОЙ АЭС 1.1 Описание района расположения площадки В административном отношении площадка Нововоронежской АЭС-2 расположена на территории муниципального образования городского округа Нововоронеж Воронежской области. Административным центром области является г. Воронеж. В районе размещения Нововоронежской АЭС-2 отсутствуют крупные водоёмы республиканского значения. Ближайшими административными границами к площадке АЭС являются на севере - Липецкая область, расстояние порядка 80 км и на западе – Белгородская область, расстояние порядка 52 км. Крупные промышленные объекты расположены в административном центре – городе Воронеж. В городе Нововоронеж располагается ряд небольших промышленных предприятий. На расстоянии 8 - 10 км от промплощадки проходит железная дорога Воронеж-Лиски, расположены нефте-, газо- и продуктопроводы. 1.2. Описание НВ АЭС Нововоронежская АЭС–это одно из старейших предприятий атомной энергетики РФ и крупнейший производитель электрической энергии Воронежской области. Она обеспечивает около 85% потребности Воронежской области в электрической энергии, до 90% –потребности г. Нововоронежа в тепле. Нововоронежская АЭС снабжает энергией свыше 20-ти крупных предприятий и 2,3 млн жителей Центрально-Черноземного региона. Электрическая мощность энергоблока составляет 1200 МВт. Режим работы – базовый, маневренный. В состав энергоблока входит следующее основное оборудование: - один водо-водяной реактор ВВЭР-1200 тепловой мощностью 3200 MBт, работающий на тепловых нейтронах, с ресурсом корпуса 60 лет. Теплоносителем и замедлителем в реакторе является химически обессоленная вода с борной кислотой, концентрация которой изменяется в процессе эксплуатации. В качестве ядерного топлива используется двуокись урана; - четыре парогенератора ПГВ-1000МКП горизонтального типа. Паропроизводительность каждого парогенератора 1602+112 т/ч сухого насыщенного пара с давлением 6,9 МПа; - четыре главных циркуляционных насосных агрегата типа ГЦНА-1391; один турбоагрегат типа К-1200-6,8/50; Тепловая схема преобразования и передачи энергии от реактора к турбогенератору является двухконтурной. Тепло, получаемое за счет реакции деления ядерного топлива в активной зоне реактора, передается теплоносителю первого контура. Теплоноситель первого контура по четырем циркуляционным петлям ГЦТ поступает в парогенераторы. Пар, произведенный в парогенераторах, подается на турбину. Первый контур содержит радиоактивный теплоноситель и состоит из главного циркуляционного контура и системы компенсации давления. Главный циркуляционный контур осуществляет отвод тепла от активной зоны реактора путем циркуляции теплоносителя по замкнутому контуру, а также осуществляет передачу тепла второму контуру. Система компенсации давления, являясь составной частью первого контура, выполняет функции создания давления в первом контуре, поддержания его в стационарных режимах, регулирования давления при разогреве и расхолаживании, ограничения отклонения давления при нарушениях нормальной эксплуатации, включая аварии. Первый контур имеет связи с системами безопасности, а также с системами нормальной эксплуатации, обеспечивающими обслуживание и надежную, безопасную эксплуатацию реакторной установки. Второй контур – нерадиоактивный. Парогенераторы обеспечивают связь между первым и вторым контурами. Коллекторы и теплообменные трубки парогенераторов являются барьером между теплоносителем первого контура и рабочей средой второго контура и предотвращают распространение радиоактивных веществ из первого контура во второй. Реактор, парогенераторы и другое оборудование первого контура размещаются в двойной защитной железобетонной оболочке. Двойная защитная оболочка включает в себя: - внутреннюю защитную оболочку из преднапряженного железобетона, рассчитанную на восприятие аварийных параметров среды в ЗЛА; - наружную защитную оболочку из непреднапряженного железобетона, выполняющую роль защиты от внешних природных и техногенных воздействий и ограничивающую межоболочечное пространство, служащее для улавливания радиоактивных протечек через внутреннюю оболочку в аварийных режимах. Электрические системы АЭС состоят из: - системы выработки электроэнергии и выдачи ее в энергосистему; - системы электроснабжения собственных нужд. В состав системы выработки и выдачи электроэнергии входят генераторы мощностью 1200 МВт, напряжением 24 кВ, генераторный выключатель 24 кВ, блочные трансформаторы, соединяющие их токопроводы 24 кВ, элегазовые токопроводы 500 кВ и распредустройство высокого напряжения 500 кВ, а также оборудование КРУЭ 220 кВ, автотрансформаторы связи, соединяющие распределительные устройства 220 кВ и 500 кВ. Выдача мощности блоков № 1 и № 2 Нововоронежской АЭС-2 осуществляется на напряжении 500 кВ. Системы электроснабжения собственных нужд (СН) АЭС содержат источники рабочего, резервного и аварийного электроснабжения и распределительные устройства напряжением 10 кВ и 0,4 кВ переменного тока и постоянного тока 220 В, 110 В (СУЗ). Источники питания СН подразделяются на внешние и внутренние. Внешним источником электроснабжения СН является сеть энергосистемы с входящими в нее электростанциями. Внутренним источником электроснабжения СН нормальной эксплуатации является турбогенератор, а аварийного питания СН – дизель-генераторы и аккумуляторные батареи. Система технического водоснабжения принята по оборотной схеме. Источником технического водоснабжения является вода р. Дон. Система технического водоснабжения предназначена для обеспечения охлаждающей водой потребителей нормальной эксплуатации и потребителей систем безопасности, размещённых на площадке НВО АЭС-2. Циркуляционная вода на конденсаторы турбины и охлаждающая вода неответственных потребителей здания турбины подаются по подводящим каналам насосами блочной насосной станции (БНС) от башенной испарительной градирни. После конденсаторов турбины и неответственных потребителей здания турбины вода по сливным железобетонным водоводам поступает к градирне для охлаждения. В качестве охладителя в системе охлаждающей воды ответственных потребителей предусмотрены брызгальные бассейны. 30 сентября 1964г. был ввод в эксплуатацию энергоблока №1 НВАЭС. Это первая АЭС России с водо-водяными энергетическими реакторами (ВВЭР). Всего на Нововоронежской площадке построено и введено в эксплуатацию 6 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР. Каждый из действующих энергоблоков является головным–прототипом серийных энергетических реакторов водо-водяного типа: ВВЭР-440 и ВВЭР-1000. В настоящее время в эксплуатации находятся три энергоблока. Энергоблоки №1, №2, №3 выведены из эксплуатации. С 2007 года на площадке НВАЭС ведется сооружение двух энергоблоков -№6 и №7 нового поколения «3+», с реакторной установкой ВВЭР-1200. 27 февраля 2017г. энергоблок №1 Нововоронежской АЭС-2 (блок №6 НВАЭС) был введен в промышленную эксплуатацию. Таблица1. Действующие блоки.
Суммарная установленная мощность от 4, 5, 6 блоков – 2597 МВт. 1.3. Сведения о новых блоках НВ АЭС (ВВЭР-1200) АЭС на основе ВВЭР-1200 характеризуются повышенным уровнем безопасности, позволяющим отнести их к поколению «3+». Это достигнуто внедрением новых «пассивных систем безопасности», которые способны функционировать без вмешательства операторов даже при полном обесточивании станции. На энергоблоке №1 НВАЭС-2в качестве таких систем применены система пассивного отвода тепла от реактора, пассивная система каталитического удаления водорода и ловушка расплава активной зоны. Другой особенностью проекта стала двойная защитная оболочка, в которой внутренняя оболочка предотвращает утечку радиоактивных веществ при авариях, а внешняя оболочка противостоит природным и техногенным воздействиям, таким как, например, смерчи или падение самолёта. Таблица 2. Характеристики ВВЭР.
2. НАЗНАЧЕНИЕ И ОПИСАНИЕ СИСТЕМЫ АВАРИЙНОГО РАСХОЛАЖИВАНИЯ ПАРОГЕНЕРАТОРОВ 2.1. Назначение системыСистема аварийного расхолаживания ПГ 1 JNB10-40 предназначена для: отвода остаточных тепловыделений активной зоны реактора и расхолаживания реакторной установки в аварийных ситуациях, связанных с обесточиванием или потерей возможности нормального отвода тепла по второму контуру, включая течи паропроводов и трубопроводов питательной воды ПГ; отвода остаточных тепловыделений активной зоны реактора и расхолаживания реакторной установки в аварийных ситуациях, связанных с разуплотнением первого контура, включая разрыв трубопровода первого контура и течь из первого контура во второй. Трубопроводы и оборудование системы 1 JNB10-40 являются барьером, препятствующим выходу радиоактивности за установленные проектом пределы при аварии с течью из первого контура во второй. 2.2. Описание САР ПГСистема аварийного расхолаживания парогенераторов состоит из двух каналов: 11JNB10 и 12JNB30. Каждый канал системы подключен к двум парогенераторам: соответственно ПГ‑1,2 и ПГ-3,4. Каждый канал системы включает в себя трубопроводы связи с паропроводами двух парогенераторов, теплообменник аварийного расхолаживания 11JNB10AC001 (12JNB30AC001), насосы аварийного расхолаживания 11JNB10AP001,002 (12JNB30AP001,002) и трубопроводы возврата конденсата в соответствующие каналу парогенераторы. На трубопроводах подвода пара к теплообменнику аварийного расхолаживания от каждого парогенератора установлены быстродействующие запорные клапаны 11JNB10,20AA001,003 (12JNB30,40AA001,003). На напорном трубопроводе для защиты насосов от обратного тока рабочей среды установлены обратные клапаны 11JNB10AA601,602 (12JNB30AA601,602). Для обеспечения возможности проверки работы насоса во всем рабочем диапазоне предусмотрена линия опробования с дросселирующим устройством и запорной арматурой 11JNB11AA001 (12JNB31AA001). Для отвода тепла от теплообменников аварийного расхолаживания (технологических конденсаторов) подводится охлаждающая вода от соответствующих каналов системы промконтура ответственных потребителей реакторного здания 10UJA (1 КАА). Система дистанционного и автоматического управления системой обеспечивает необходимые технологические действия по выполнению системой функций и контроль за состоянием её элементов. Система 1 JNB10-40 выполнена двухканальной, отказ элементов в одном канале не приводит к невыполнению заданных функций в другом канале. Насосы системы аварийного расхолаживания парогенераторов 11JNB10AP001,0002 и 12JNB30AP001 выполнены с резервированием, один из насосов является рабочим, один резервный. Отказ насоса системы аварийного расхолаживания ПГ не приводит к невыполнению системой своих функций, поскольку оставшийся в работе насос способен обеспечить подачу воды в ПГ. Оборудование, арматура и трубопроводы в системе 1 JNB10-40 выполнены из коррозионно-стойкой стали аустенитного класса. Во всех режимах, требующих работы системы, отвод тепла к конечному поглотителю (брызгальные бассейны) осуществляется по цепочке: реактор – парогенератор - система 1 JNB10-40 – система промконтура ответственных потребителей здания 10UJA 1 КАА – система охлаждающей воды ответственных потребителей 1 РЕ – брызгальный бассейн. Система аварийного расхолаживания парогенераторов является активной частью системы аварийного отвода тепла через парогенераторы как при плотном первом и втором контуре, так и при возникновении течей в первом или во втором контуре. В режимах нормальной эксплуатации система не функционирует и находится в состоянии ожидания, проходя периодические проверки. В аварийных режимах, связанных с потерей возможности нормального отвода тепла по второму контуру, система обеспечивает отвод тепла в размере 2% от тепловой мощности реактора при номинальных параметрах реакторной установки. В аварийных режимах, связанных с разуплотнением первого контура, включая разрыв трубопровода ГЦТ, система обеспечивает расхолаживание парогенераторов и отвод остаточных тепловыделений активной зоны реактора для расхолаживания первого контура и для ограничения роста давления в защитной оболочке за счет уменьшения выхода энергии в объем защитной оболочки из горячих парогенераторов. 3. РЕЖИМЫ РАБОТЫ СИСТЕМЫ, ОБОРУДОВАНИЯ 3.1. Работа системы 1JNB10-40 в режимах нормальной эксплуатации При нормальной эксплуатации система аварийного расхолаживания ПГ 1 JNB10-40 находится в дежурстве (в режиме ожидания). 3.2. Работа системы 1JNB10-40 в аварийных режимах Работа системы 1 JNB10-40 требуется в аварийных режимах для выполнения функций: отвода остаточных тепловыделений активной зоны реактора и расхолаживания реакторной установки в аварийных ситуациях, связанных с обесточиванием или потерей возможности нормального отвода тепла по второму контуру, включая течи паропроводов и питательных трубопроводов ПГ; отвода остаточных тепловыделений активной зоны реактора и расхолаживания реакторной установки в аварийных ситуациях, связанных с разуплотнением первого контура, включая разрыв трубопровода первого контура и течь из первого контура во второй. Система автоматически включается в работу по следующим сигналам: течь первого контура (уменьшение запаса до кипения в любой из горячих ниток петель до 8°С); обесточивание шин аварийного электропитания; течь второго контура (снижение давления в ПГ до величины 5,53 МПа при ΔtsI-II >70°С) и последующее повышение давления в ПГ до 7,2 МПа); течь второго контура (некомпенсируемая) (снижение давления в ПГ до величины 5,04 МПа, температура в горячих нитках петель более 150°С, при ΔtsI-II > 70°С); совпадение сигналов: снижение уровня воды в ПГ на 900 мм от Hном и температура в горячих нитках петель более 150°С; течь из первого контура во второй; рост давления в парогенераторах до величины 8,1 МПа. 3.3.Переключение режимов регулятора САР ПГ Функция ВС16 УСБТ «Переключение режимов регулятора САР ПГ» предназначена для выбора необходимого режима работы регулятора САР в зависимости от аварийных условий. Регулятор САР имеет следующие режимы работы: поддержание постоянного давления в ПГ равного 6,7 МПа; поддержание постоянной скорости расхолаживания ПГ 30°С/ч; поддержание постоянной скорости расхолаживания ПГ 60°С/ч; поддержание температуры на выходе из технологического конденсатора в пределах от 60°С до 70°С; поддержание текущего давления в ПГ. Поддержание температуры на выходе из теплообменника САР ПГ в пределах от 60°С до 70°С производится воздействием на регулирующие клапаны 11JNB10AA202 или 12JNB30AA202, расположенные на общих напорных трубопроводах насосов САР ПГ. Поддержание остальных параметров, связанных с конкретным парогенератором, производится воздействием на регулирующие клапаны, расположенные на трубопроводах возврата конденсата в соответствующий парогенератор (11JNB10AA201, 11JNB20AA201, 12JNB30AA201, 12JNB40AA201). Дополнительно в функции BC16 реализован контроль максимальной скорости расхолаживания ПГ, при превышении величины 65°С/ч принудительно закрывается регулирующий клапан по функции «Защита». 4. ПОРЯДОК ОБСЛУЖИВАНИЯ СИСТЕМЫ, ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ РАБОТЕ, ДЕЖУРСТВЕ, РЕЗЕРВЕ Основной задачей технического обслуживания является поддержание исправного состояния и работоспособности оборудования системы 1 JNB10-40. Оперативное обслуживание системы 1 JNB10-40 при нормальной эксплуатации заключается в: контроле за технологическими параметрами системы и поддержании их в пределах; обходе и осмотре состояния помещений, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИП с записью результатов осмотра в оперативном журнале. Оперативный персонал обязан: производить в соответствии с графиком обходов обход и осмотр помещений, оборудования, трубопроводов, арматуры и КИП системы охлаждения ответственных потребителей; результаты обхода и осмотра фиксировать в оперативной документации, а информацию о выявленных дефектах передавать вышестоящему оперативному персоналу; следить за правильностью показаний КИП и, в случае необходимости, своевременно вызывать персонал ЦТАИ для устранения дефектов. При проведении осмотра насосов: выполнить осмотр манометров; проверить крепление насоса к фундаменту; проверить наличие заземления; наличия маркировки KKS; проконтролировать правильность направления вращения электродвигателя; уровень масла в маслованнах насосов. При проведении осмотра электроприводной арматуры проверить: крепление электропривода к корпусу арматуры, подключение кабеля к двигателю; наличие заземления электродвигателей; соответствие положения арматуры положению указателей «открыто-закрыто»; наличие маркировки KKS; герметичность узла уплотнения; отсутствие вибрации, постороннего шума; наличие пломбировки; наличие маркировки. При проведении осмотра трубопроводов проверить: отсутствие свищей, запотевания сварных швов; наличие и исправность опор и подвесок; отсутствие повышенного уровня вибрации. При проведении осмотра КИП: проверить отсутствие видимых повреждений; проверить правильность установки; выполнить осмотр технологических манометров; проверить подсоединение электрокабелей к датчикам; проверить наличие маркировки. Все действия оперативного персонала по изменению эксплуатационных режимов, состояния оборудования и арматуры должны отражаться в оперативном журнале ИОЭР, НСРЦ. 5.ОСТАНОВ СИСТЕМЫ, ОБОРУДОВАНИЯ Вывод из работы отдельного оборудования и системы 1 JNB10-40 в целом возможен только для выполнения ремонтных работ в состояниях энергоблока «холодное», «останов для ремонта», «перегрузка топлива». В случае необходимости восстановления работоспособности отдельного оборудования САР ПГ, её каналов и системы в целом допускается вывод оборудования системы из работы на время. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В ходе производственной практике в филиале АО «Концерн Росэнергоатом» «Нововоронежская АЭС» в реакторном цехе был решен ряд задач: Закрепление и совершенствование знаний и практических навыков, полученных во время обучения; Подготовка к осознанному и углубленному изучению общепрофессиональных и специальных дисциплин. При изучении раздела «Общие сведения о предприятии» ознакомились со структурой управления предприятия, правилами внутреннего трудового распорядка, охраной труда. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ http://novnpp.rosenergoatom.ru | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||