Нововоронежская АЭС

Содержание
Введение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Технология ВВЭР . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
Архитектурно-планировочные решения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Генеральный план НВАЭС-2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
Архитектурно-строительные решения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10
Ядерный остров . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Реакторная установка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Реактор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
ГЦНА . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Парогенератор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Системы безопасности . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Инновации . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Турбогенераторная часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Турбоустановка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Вспомогательные системы . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Система главных паропроводов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Конденсационная установка . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Система основного конденсата . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Система регенеративного подогрева . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Система питательной воды . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17
Теплофикационная часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18
Электротехническая часть . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Главная электрическая схема . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Основной турбогенератор . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19
Схема собственных нужд . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
Автоматизированная система управления
технологическими процессами . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Структура АСУ ТП . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22
Блочный пункт управления (БПУ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Резервный пункт управления (РПУ) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24
Экологическая безопасность проекта НВАЭС-2 . . . . . . . . . . . . . . . 25
Заключение . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
3
Введение
ОАО «Атомэнергопроект» – инжиниринговая компания,
генеральный проектировщик атомных электростанций.
Осуществляет полный комплекс проектно-изыскательских работ по сооружению и модернизации АЭС, включая работы по выбору площадки для строительства,
разработке проектной и рабочей документации, авторскому надзору за сооружением АЭС и техническому
сопровождению ее эксплуатации, а также организацию
строительно-монтажных работ, поставок оборудования,
пусконаладочных работ и ввода в эксплуатацию атомных
электростанций.
ральному проектировщику, был вручен сертификат соответствия проекта «АЭС-92» всем современным техническим требованиям Клуба Европейских эксплуатирующих
организаций (EUR) к АЭС с легководными реакторами
нового поколения.
ОАО «Атомэнергопроект» – генеральный проектировщик
Курской, Смоленской, Балаковской, Нововоронежской,
Билибинской атомных станций. По проектам компании
сооружаются АЭС «Бушер» в Иране, АЭС «Куданкулам»
в Индии и АЭС «Белене» в Болгарии, эксплуатируются
Запорожская АЭС в Украине, АЭС «Козлодуй» в Болгарии
и АЭС «Темелин» в Чехии. ОАО «Атомэнергопроект» участвует в проектном сопровождении действующих энергоблоков, построенных по проектам компании.
В 2007 году компания приступила к сооружению
Нововоронежской АЭС-2 (НВАЭС-2).
НВАЭС-2 – атомная станция нового поколения, сооружается по разработанному ОАО «Атомэнергопроект»
проекту «АЭС-2006», в котором применена реакторная
установка ВВЭР-1200. Это эволюционное развитие проекта «АЭС-92» с ВВЭР-1000. Проект «АЭС-92» соответствует всем российским и международным требованиям
безопасности. 24 апреля 2007 года компании, как генеРазработчики проекта Нововоронежской АЭС-2
Генеральный проектировщик
ОАО «Атомэнергопроект»
Генеральный конструктор реакторной установки
ОАО ОКБ «Гидропресс»
Научный руководитель реакторной установки
и атомной станции
РНЦ «Курчатовский институт»
Основные характеристики энергоблока НВАЭС-2
Электрическая мощность – 1195,4 МВт
Располагаемый КИУМ – не менее 90 %
Теплофикационная мощность – 300 МВт
Возможность обеспечения маневренных свойств на протяжении 75–80 % кампании
Проектный срок службы основного оборудования – 60 лет
Введение
Нововоронежская АЭС-2, энергоблок № 1. Май 2010 г.
4
Технология ВВЭР
Основными технологическими составляющими АЭС Турбогенераторная часть обеспечивает преобразование
являются ядерный остров и традиционный остров (рис.1). тепловой энергии в электрическую.
Ядерный остров объединяет основные и вспомогательные технологии преобразования ядерной энергии
в тепловую, а также технологии, обеспечивающие ядерную и радиационную безопасность этого преобразования.
Традиционный остров объединяет технологии традиционной тепловой электростанции – преобразование
тепловой энергии в электрическую и тепловую. Включает
в себя турбогенераторную, электротехническую и теплофикационную части.
Электротехническая часть преобразует значения параметров электроэнергии на клеммах основного генератора в значения, пригодные для внешнего потребителя
(энергосистемы) и для собственных нужд.
Теплофикационная часть обеспечивает подачу тепла
потребителям региона, где расположена АЭС, а также
для собственных нужд.
Весь технологический процесс преобразования ядерной
энергии в электрическую и теплофикационную находится
под контролем автоматизированной системы управления
технологическими процессами (АСУ ТП).
Рис. 1. Технология АЭС с ВВЭР
Тепловая схема реакторной установки – двухконтурная.
Первый контур состоит из водо-водяного энергетического реактора на тепловых нейтронах (ВВЭР), четырех
главных циркуляционных петель, парового компенсатора
давления. В состав каждой циркуляционной петли входят: парогенератор (ПГ), главный циркуляционный насосный агрегат (ГЦНА), связанные с реактором «холодной»
и «горячей» нитками главного циркуляционного трубоЦентральное место на традиционном острове занимает
провода (ГЦТ).
машинный зал, в котором находятся основная турбогенераторная установка, конденсационная установка, Принципиальная компоновка первого контура реакторсистемы основного конденсата, системы регенеративно- ной установки представлена на рис. 3.
го подогрева, системы питательной воды, теплофикациВторой контур — нерадиоактивный. Состоит из пароонные установки и другие системы, обеспечивающие их
производительной части парогенераторов, паропровофункционирование во всех режимах.
дов свежего пара, одного турбоагрегата, включающего
Центральное место на ядерном острове занимает реакторное отделение, в котором располагаются реакторная
установка, технологическое и электрическое оборудование систем безопасности и нормальной эксплуатации,
системы управления, системы вентиляции и отопления.
Технология ВВЭР
Принципиальная технологическая схема Нововоро­неж­
ской АЭС-2 представлена на рис. 2.
5
в себя турбоустановку и турбогенератор, конденсатных насосов, системы регенеративных подогревателей низкого
давления, системы основного конденсата, деаэраторов, системы питательной воды, включая питательные насосы
и системы регенеративных подогревателей высокого давления.
Теплоноситель (вода) первого контура, проходя через активную зону реактора, нагревается и по главному циркуляционному трубопроводу четырех параллельных циркуляционных петель поступает в трубчатку парогенератора, где
отдает свою энергию теплоносителю второго контура, производя пар (рабочее тело) второго контура. Пройдя парогенератор «охлажденный» теплоноситель первого контура по главному циркуляционному трубопроводу возвращается в реактор для повторного нагрева. Циркуляция в петлях осуществляется четырьмя главными циркуляционными
насосными агрегатами.
Технология ВВЭР
Рис. 2. Принципиальная технологическая схема НВ АЭС-2 (проект АЭС-2006)
6
7
Технология ВВЭР
Технология ВВЭР
Рис. 3. Принципиальная компоновка первого контура РУ
8
Архитектурно-планировочные
решения
Генеральный план НВАЭС-2
Генеральный план НВАЭС-2 разработан для двух энергоблоков с возможностью расширения до четырех (рис. 4).
Размещение всех объектов НВАЭС-2 выполнено с условием четкого территориального разделения ядерного и традиционного островов.
Основные показатели генерального плана НВАЭС-2
Наименование
Величина
Площадь в ограде, в том числе:
1160000 м2
– охраняемая зона
9100 м2
Площадь зданий и сооружений, в том числе:
345500 м2
– территория ОРУ
123000 м2
– гидротехнические сооружения
110600 м2
Площадь железнодорожных путей
33410 м2
Площадь автодорог и площадок
110000 м2
Площадь озеленения
232000 м2
Плотность застройки
29,8 %
– Ядерный остров
– Традиционный остров
Архитектурно-планировочные решения
Рис. 4. Схема Генерального плана НВАЭС-2
9
Архитектурно-строительные
решения
Проект НВАЭС-2 – это проект унифицированной АЭС,
обеспечивающий возможность строительства референтных атомных станций в районах с различными природно-географическими условиями и техногенными воздействиями. Предназначен для реализации на площадках
с девятью типами различных оснований – от скальных до
мягких грунтов – с сейсмическими воздействиями, характерными для России и Европы. При строительстве АЭС
на площадках, характеризующихся более интенсивными
внешними воздействиями, проектом предусмотрена возможность усиления конструкций без изменения компоновочных решений зданий и сооружений. Расчетный срок
службы строительных конструкций – 100 лет.
щаются ядерная паропроизводящая установка и системы ее аварийного расхолаживания.
Двойная защитная оболочка (контейнмент) исключает
выход радиоактивности в окружающую среду и служит
физической защитой от природных катаклизмов и техногенных аварий.
Во вспомогательном реакторном здании размещаются вспомогательные системы первого контура, системы спецгазо- и спецводоочистки, системы переработки
отходов, вентиляционные системы зоны контролируемого доступа.
Здания аварийного электроснабжения являются аварийными электростанциями, обеспечивающими независимую работу каналов безопасности с активными элементами безопасности, т.е. элементами, для работы
которых необходима электроэнергия. Здания расположеОсновными строительными объектами являются: здание
ны отдельно друг от друга на расстоянии, исключающем
реакторного отделения, вспомогательное реакторное
возможность их одновременного поражения в случае
здание, здания аварийного электроснабжения, здание
падения самолета.
основной турбогенераторной установки (рис. 5).
В здании основной турбогенераторной установки
Здание реакторного отделения является основным
находится турбина, генератор и их вспомогательные
зданием АЭС, вокруг которого располагаются остальные
системы.
здания и сооружения ядерного острова. В здании размеРис. 5. Фасад основных зданий НВАЭС-2
Архитектурно-планировочные решения
Здание реакторной
установки
10
Здание основной
турбогенераторной установки
Вспомогательное
реакторное здание
Ядерный остров
Реакторная установка
метров;
• применены новые системы контроля и диагностики
В проекте НВАЭС-2 используется реакторная установоборудования, трубопроводов первого контура и армака (РУ) В-392М, включающая в себя реактор, парогенетуры;
раторы, главные циркуляционные насосные агрегаты,
• усовершенствованы системы нейтронного и радиацикомпенсатор давления, главные циркуляционные трубоонного контроля за состоянием активной зоны реактопроводы, емкости системы аварийного залива активной
ра;
зоны.
• продлен срок службы основного оборудования РУ до
По сравнению с РУ В-320 (проект «АЭС У-87») в проект
60 лет;
РУ В-392М внесен ряд конструктивных усовершенство• увеличена максимальная величина выгорания топлива
ваний:
до 70 МВт-сут/кгU;
• улучшены ядерно-физические свойства активной зоны
• снижена длительность простоев и повышен коэффициреактора благодаря переходу на уран-гадолиниевое
ент использования установленной мощности (КИУМ).
топливо, при этом возможность использования существующего топлива сохранена;
• обеспечены отрицательные коэффициенты реактивности в более широком диапазоне технологических параОсновные характеристики реакторной установки В-392М
Мощность тепловая реактора
3212 МВт
Давление генерируемого пара при номинальной нагрузке на выходе из
коллектора ПГ
7,0 МПа
Время нахождения (кампания) топлива в активной зоне
3–4 года
Глубина выгорания топлива максимальная (в стационарном топливном
цикле)
Срок службы оборудования РУ
До 70 МВт-сут/кгU
60 лет
Давление (номинальное) на выходе из активной зоны
16,2 МПа
Температура теплоносителя на выходе из активной зоны
329,7 °С
Температура теплоносителя на входе в активную зону,
298,6 °С
Расход теплоносителя через реактор
85600 м3/ч
Количество органов регулирования СУЗ
121 шт.
ПГВ-1000 МКП
Наружный диаметр корпуса парогенератора (центральная часть)
Тип главного циркуляционного насосного агрегата (ГЦНА)
1600 т/ч
4,29 м
ГЦНА-1391
Подача ГЦНА
22000 м3/ч
Напор ГЦНА
0,59 МПа
Реактор
ГЦНА
Реактор представляет собой вертикальный цилиндрический сосуд, внутри которого в специальной стальной шахте размещается активная зона, состоящая из
163 тепловыделяющих сборок (ТВС). Каждая ТВС содержит тепловыделяющие элементы (твэлы) и каналы для
поглощающих стержней системы управления и защиты
(ПС СУЗ).
Главный циркуляционный насосный агрегат представляет собой вертикальный центробежный одноступенчатый
насосный агрегат ГЦНА-1391, состоящий из корпуса,
выемной части, электродвигателя, верхней и нижней проставок, опор и вспомогательных систем.
В РУ В-392М применены ТВС нового поколения (ТВС-2),
отличающиеся повышенной стойкостью к изменению
формы при больших выгораниях урана в ядерном топливе.
Парогенератор
Парогенератор представляет собой теплообменный
аппарат, в котором горизонтально расположенные теплообменные трубки полностью погружены в теплоноситель
второго контура. Внутри теплообменных трубок циркулирует теплоноситель первого контура.
Ядерный остров
Паропроизводительность парогенератора в номинальном режиме
Реакторная часть
Тип парогенератора
11
Системы безопасности
Проект систем безопасности НВАЭС-2 базируется на
следующих основных принципах:
Целевые ориентиры при проектировании систем без- • принцип избыточности;
опасности:
• принцип разнообразия;
• Качественные показатели безопасности:
• принцип безопасного совмещения функций;
––гибридность систем безопасности (функции без• принцип использования атмосферы в качестве непоопасности должны выполняться как активными, так
средственного конечного поглотителя тепла.
и пассивными элементами безопасности);
Полная реализация этих принципов позволила значи• Количественные показатели безопасности:
––расчетные значения вероятности тяжелого поврежде- тельно снизить вероятность возникновения чрезвычайния активной зоны реактора по всем исходным собы- ных ситуаций при потере внешнего электроснабжения,
отказах аварийного электроснабжения и природных кататиям – не более 10-6 за реактор-год;
клизмах, приводящих к длительной потере внешней вод––расчетная вероятность серьезных чрезвычайных ной среды как конечного поглотителя тепла.
ситуаций с выходом радиоактивности в окружающую
Инновации
среду – не более 10-7 за реактор-год.
• Минимальное влияние человеческого фактора (ошиб- Пассивные технологии
ки, ошибочные решения, бездействие персонала) на • В состав систем безопасности входят новые пассивные
показатели безопасности.
технологии:
• Минимальное влияние отказов обеспечивающих • система пассивного отвода тепла;
и управляющих систем безопасности (обесточива- • пассивный залив активной зоны (гидроемкости первой
ния в энергосистеме, отказ источников охлаждающей
и второй ступени);
воды) на показатели безопасности.
• система пассивной фильтрации межоболочечного про• Экономическая конкурентоспособность проекта.
странства;
Безопасность НВАЭС-2 обеспечивается широко приме- • пассивная локализация и удержание расплавленных
няемой в мире концепцией глубоко эшелонированной
материалов активной зоны (кориума).
защиты.
Система пассивного отвода тепла (СПОТ) обеспечивает длительный отвод остаточных тепловыделений активной зоны реактора в условиях отсутствия всех источников электроснабжения (рис. 6).
Ядерный остров
Реакторная часть
Рис. 6. Система пассивного отвода тепла
12
СПОТ работает во всех режимах эксплуатации АЭС как
автономно, так и в сочетании с другими системами нормальной эксплуатации и системами безопасности.
Система пассивного отвода тепла состоит из четырех
независимых контуров естественной циркуляции, подключенных к парогенераторам со стороны второго контура — по одному на каждый парогенератор. Каждый контур включает в себя теплообменные модули, трубопроводы пароконденсатного тракта, соединяющие теплообменные модули с парогенератором, воздуховоды, подводящие воздух окружающей среды и отводящие нагретый
воздух от теплообменных модулей, пассивные устройства прямого действия, регулирующие расход воздуха.
Система гидроемкостей первой ступени обеспечивает
экстренную подачу раствора борной кислоты в активную
зону реактора при течах теплоносителя из первого контура через разрывы большого сечения.
Система гидроемкостей второй ступени обеспечивает
подачу раствора борной кислоты в активную зону реактора при падении давления в первом контуре ниже 1,5 МПа.
Система гидроемкостей первой и второй ступени представлена на рис. 7.
Ядерный остров
Реакторная часть
Рис. 7. Гидроемкости первой и второй ступени
13
Система пассивной фильтрации межоболочечного пространства предназначена для организованного удаления
парогазовой смеси из межоболочечного пространства (МОП) при потере всех источников переменного тока (рис. 8).
Позволяет исключить выход радиоактивности из МОП в окружающую среду через наружную защитную оболочку
в любых ситуациях, связанных с отказом активной системы спецвентиляции МОП.
Ядерный остров
Реакторная часть
Рис. 8. Система пассивной фильтрации межоболочечного пространства
14
Устройство локализации и удержания расплавленной
активной зоны (кориума) (рис. 9) предназначено для:
• приема и размещения расплава, твердых фрагментов
активной зоны и конструкционных материалов реактора (кориума);
• устойчивого отвода тепла от кориума к охлаждающей
воде;
• исключения выхода радиоактивности за границы зоны
локализации;
• исключения самопроизвольной цепной реакции в кориуме;
• минимизации выноса радиоактивных веществ и водорода в пространство герметичной оболочки.
Устройство локализации расплава активной зоны представляет собой корпус, установленный на опорах на дне
бетонной шахты реактора. Корпус наполнен неметаллическими материалами (специальные цементы, оксиды
и пр.), которые в результате перемешивания с расплавом
активной зоны обеспечивают равномерное размещение
расплава в наполнителе корпуса устройства.
Устройство способно удерживать кориум и отводить от
него тепло неограниченно длительное время.
Рис. 9. Устройство локализации расплава активной зоны
Кроме того, система выполняет следующие функции нормальной эксплуатации:
• плановое расхолаживание первого контура во время
останова реакторной установки и отвод остаточных
тепловыделений при проведении перегрузки активной
зоны;
• отвод тепла от бассейна выдержки.
Ядерный остров
Реакторная часть
Активные технологии
Система аварийного и планового расхолаживания
первого контура и охлаждения бассейна выдержки
(рис. 10) предназначена для выполнения следующих функций безопасности:
• подачи воды в активную зону реактора в режимах, связанных с разуплотнением первого контура;
• обеспечения аварийного отвода тепла, поступившего
в пространство защитной оболочки, к промежуточному
контуру для последующей передачи этого тепла конечному поглотителю;
• охлаждения активной зоны реактора и последующего
длительного отвода остаточных тепловыделений при
чрезвычайных ситуациях;
• подачи воды в бассейн выдержки для обеспечения
охлаждения топлива в режиме кипения.
15
Рис. 10. Система аварийного и планового расхолаживания первого контура и охлаждения бассейна выдержки
Защитная система аварийного расхолаживания парогенераторов (рис. 11) обеспечивает отвод остаточных
тепловыделений активной зоны реактора и расхолаживание реакторной установки при обесточивании или потере
возможности нормального отвода тепла по второму контуру, включая течи паропроводов и питательных трубопроводов ПГ, а также при разуплотнении первого контура.
Ядерный остров
Реакторная часть
Рис. 11. Схема аварийного расхолаживания одного парогенератора
16
Турбогенераторная часть
Турбоустановка
Паровая конденсационная модифицированная турбоустановка К-1200-6,8/50 с промежуточной сепарацией
и двухступенчатым перегревом пара, рабочей частотой вращения 50 с-1 предназначена для непосредственного привода основного генератора переменного тока
типа ТЗВ-12002У3, монтируемого на общем фундаменте
с турбиной.
Конструктивная схема турбины: 2ЦНД+ЦВД +2ЦНД.
Вспомогательные системы
Конденсационная установка
Конденсационная установка обеспечивает конденсацию
отработанного в основной турбине пара и поддержание
необходимого разрежения на выходе турбины. Она включает в себя главный конденсатор и вспомогательные подсистемы.
Главный конденсатор турбины состоит из четырех (по
числу цилиндров низкого давления) двухпоточных одноходовых (по охлаждающей воде) теплообменников, охлаждающие трубки которых расположены перпендикулярно
к оси турбины.
Теплообменники объединены в две конденсаторные группы (по два теплообменника в каждой) вдоль вала турбоСистема главных паропроводов осуществляет подачу агрегата – до и после ЦВД (рис. 12).
острого пара, генерируемого в парогенераторах реакторДвухпоточная конструкция каждого теплообменника
ной установки к турбине.
позволяет осуществить отключение одного из потоков
В состав системы главных паропроводов входят паропро- охлаждающей воды на работающей турбине для опреводы высокого давления, импульсно-предохранительные деления присосов охлаждающей воды, глушения повреустройства парогенераторов (ИПУ ПГ), быстродейству- жденных трубок или очистки трубок.
ющие запорно-отсечные клапаны (БЗОК) с управляюКаждый теплообменник представляет собой рекупещей арматурой, отсечная электроприводная арматура
ратор поверхностного типа. Теплопередающая повери быстродействующие редукционные установки (БРУ).
хность образована титановыми трубками, размещенБРУ обеспечивают сброс острого пара в атмосферу
ными в паровом пространстве. По трубкам циркулирует
(БРУ-А), в конденсаторы турбины (БРУ-К), а также снисетевая вода, охлаждаемая в градирнях.
жение параметров острого пара до параметров «собственных нужд» (БРУ-СН). Кроме того, на каждом паропро- Удаление неконденсируемых газов из главного конденводе высокого давления перед стопорно-регулирующими сатора, необходимое для предотвращения ухудшения
клапанами турбины устанавливается главная паровая вакуума, осуществляется специальными водокольцевыми вакуумными насосами.
задвижка.
Система главных паропроводов
Рис. 12. Схема расположения корпусов конденсатора
Система основного конденсата
Система основного конденсата состоит из двух групп
конденсатных насосов: насосов первой ступени и насосов второй ступени. Каждая группа состоит из трех насосов: два – рабочих, третий – резервный.
Система регенеративного подогрева
Система питательной воды
Система питательной воды состоит из деаэратора, пяти
основных питательных электронасосов, двух вспомогательных питательных насосов, арматуры и трубопроводов.
Предназначена для деаэрации основного конденсата
и подпиточной воды и подачи питательной воды в парогенераторы реакторной установки во всех режимах нормальной эксплуатации.
Традиционный остров
А – подвод охлаждающей воды
В – слив охлаждающей воды
Состоит из четырех подогревателей низкого давления
ПНД-1 – ПНД-4, обеспечивающих подогрев основного
конденсата, и двух подогревателей высокого давления
ПВД-5 – ПВД-6, обеспечивающих подогрев питательной
воды. К этой системе относятся сливные насосы, трубопроводы и арматура.
Турбогенераторная часть
Система регенеративного подогрева обеспечивает подогрев питательной воды до 220°С.
17
Теплофикационная часть
Теплофикационная часть энергоблока предназначена для снабжения тепловой энергией потребителей как на самой
площадке АЭС, так и в регионе ее расположения.
Представляет собой изолированный от энергоблока по воде (сетевой воде) самостоятельный циркуляционный контур, являющийся третьим изолированным контуром на пути передачи тепловой энергии от активной зоны реактора
к распределительной сети тепловых потребителей.
Теплофикационная часть включает в себя трубопроводы подачи пара от теплофикационных отборов турбины к сетевым подогревателям; сетевые подогреватели, в которых осуществляется нагрев сетевой воды; сетевые насосы, подающие горячую сетевую воду в районные пункты теплоснабжения; прямые и обратные сетевые трубопроводы; регулирующую и запорную арматуру; соответствующие контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации.
Турбинная установка способна обеспечить подачу тепла до 300 МВт.
Теплофикационная часть
Главная электрическая схема
18
Электротехническая часть
Основной турбогенератор
В проекте НВАЭС-2 применен турбогенератор типа ТЗВ-120092АУ3 с полным водяным охлаждением.
«Самонапорная» система охлаждения ротора, в которой отсутствуют гидравлические связи обмотки ротора с валом
является основной особенностью конструкции турбогенераторов типа Т3В.
Также в турбогенераторах типа Т3В применены плоские силуминовые охладители в виде сегментов с залитыми в них
змеевиками из нержавеющей стальной трубки для охлаждения активной стали сердечника статора. Такая конструкция, кроме эффективного охлаждения, обеспечивает высокую плотность и стабильность прессованного сердечника,
исключает возможность местного передавливания изоляционного покрытия листов активной стали, наблюдающегося в турбогенераторах с газовым охлаждением традиционного исполнения.
Принципиальная схема электрической части энергоблока представлена на рис. 13.
Схема собственных нужд
По бесперебойности электроснабжения потребители собственных нужд разделяются на следующие группы:
• первая группа — потребители постоянного и переменного тока, не допускающие перерывы электроснабжения
более чем на 20 мс во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения переменного тока;
• вторая группа — потребители переменного тока, допускающие перерывы питания на время, определяемое условиями безопасности или сохранности оборудования. Для систем безопасности потребители второй группы требуют
обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора;
• третья группа — потребители, допускающие перерыв электроснабжения на время автоматического перевода на
резервный источник и не требующие обязательного наличия электроснабжения после срабатывания A3 реактора.
На энергоблоке предусматриваются следующие системы электроснабжения собственных нужд:
• система нормального электроснабжения (СНЭ);
• система аварийного электроснабжения (САЭ).
Электротехническая часть
Рис. 13. Принципиальная схема электрической части энергоблока
19
Принципиальная схема собственных нужд энергоблока представлена на рис. 14.
Электротехническая часть
Рис. 14. Принципиальная схема собственных нужд энергоблока
20
21
Электротехническая часть
Автоматизированная
технологически
Структура АСУ ТП
Структурная схема АСУ ТП представлена на рис. 15.
АСУ ТП
Рис. 15. Структурная схема АСУ ТП
22
АСУ ТП
система управления
ми процессами
23
Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) предназначена для:
• автоматизированного управления всеми технологическими процессами во всех режимах эксплуатации АЭС;
• мониторинга состояния технологических объектов
управления (ТОУ);
• автоматического регулирования параметров ТОУ;
• диагностики процессов и оборудования;
• информационного обеспечения персонала во всех
режимах эксплуатации АЭС.
ной эксплуатации и оборудованием, совмещающим
функции безопасности и нормальной эксплуатации;
• перенастройки изменений в АСУ ТП.
Управляющая система безопасности обеспечивает срабатывание аварийной и предупредительной защиты реактора, а также выработку инициирующих сигналов на запуск
исполнительных механизмов систем безопасности.
Управляющая система безопасности состоит из автономных каналов безопасности. В каждом канале предусматривается резервирование и дублирование технических
средств
контроля и управления.
АСУ ТП представляет собой распределенную в пространстве по функциям и техническим средствам систему, Управляющая система нормальной эксплуатации
которая принимает и обрабатывает около 8000 сигналов. состоит из:
Кроме того, выдает управляющие команды на не менее
• системы контроля и управления оборудованием реакчем 5000 исполнительных механизмов.
торного отделения;
В состав АСУ ТП входят следующие основные подсисте- • системы контроля и управления оборудованием турбинмы:
ного отделения (СКУ ТО). СКУ ТО обеспечивает контр• система верхнего блочного уровня (СВБУ):
оль и управление технологическим оборудованием
основного генератора, а также температурный контр• управляющая система безопасности (УСБ);
оль генератора во всех режимах эксплуатации АЭС;
• управляющая система нормальной эксплуатации
• системы радиационного контроля (СРК), предназна(УСНЭ).
ченной для контроля за радиационной обстановкой
Система верхнего блочного уровня предназначена
в помещениях энергоблока. СРК также обеспечивает
для:
сбор, обработку, хранение и представление полученной
• централизации представления информации по энеринформации, в том числе в СВБУ;
гоблоку путем объединения всех программно-техниче• системы регистрации параметров эксплуатации, предских комплексов и подсистем для контроля и управленазначенной для сбора и хранения информации при
ния;
возможных нарушениях в работе АЭС;
• дистанционного управления оборудованием нормаль• системы автоматической противопожарной защиты.
Блочный пункт управления (БПУ)
Рабочее место оператора реакторного отделения состоит из двух зон – зоны панелей безопасности и зоны нормальной эксплуатации (рис. 16).
Рис. 16. Блочный пункт управления
Зона нормальной эксплуатации включает в себя пульты
операторов реакторного и турбинного отделений, а также
рабочее место начальника смены блока.
Для быстрой и однозначной оценки текущей ситуации
на БПУ предусмотрен экран коллективного пользования,
позволяющий оперативной смене пользоваться единой
информацией по энергоблоку.
АСУ ТП
Резервный пункт управления (РПУ)
24
В случае поражения БПУ управление энергоблоком осу- рабочее место для управления системами нормальной
ществляется с резервного пункта управления.
эксплуатации.
В РПУ расположены панели безопасности, аналогичные Резервный пункт управления оборудуется специальным
тем, которые расположены в БПУ, автоматизированное устройством для перевода прав обслуживания с БПУ на РПУ.
Нововоронежская АЭС-2 размещается в Каширском районе Воронежской области, в 900 м к востоку от действующей Нововоронежской АЭС. Более 80 % территории
занимают сельскохозяйственные угодья. В регионе протекает река Дон, преобладающее направление течения — с севера на юг, основные притоки — реки Воронеж,
Еманча, Нижняя Девица, Хворостань, Потудань. На территории региона много мелких, пересыхающих водотоков, а также естественных озер и староречий.
Исследования водных экосистем включают:
• гидрохимические исследования качества воды в водных объектах региона;
• гидробиологические исследования режима водных объектов регионов;
• получение исходных данных для выполнения прогнозных оценок экологического состояния рассматриваемых экосистем;
• разработку рекомендаций по предупреждению и устраНачиная с 1994 года в регионе проводятся комплексные
нению возможных отмеченных негативных тенденций.
экологические исследования.
Оценка экологической безопасности проекта Нововоро­
Исследования наземных экосистем включают:
нежской АЭС-2 показала, что ввод в эксплуатацию энер• полевые исследования ландшафтов, почв, раститель- гоблоков НВАЭС-2 не приведет к изменениям в состояности, животного мира и оценку текущего экологиче- нии окружающей среды.
ского состояния экосистем естественного и искусственного происхождения;
• получение исходных данных для выполнения прогнозных оценок экологического состояния рассматриваемых экосистем;
• разработку рекомендаций по предупреждению возможных и устранению отмеченных негативных тенденций.
Экологическая безопасность проекта НВАЭС-2
Экологическая безопасность
проекта НВАЭС-2
25
Заключение
Наиболее универсальным и обобщающим показателем для оценки уровня безопасности любой АЭС является критерий вероятности повреждения активной зоны реактора, позволяющий сравнивать самые разные проектные решения, а современная методология и база данных по оборудованию, системам, человеческому фактору и т. д. обеспечивают достоверность сравнительных анализов.
На рис. 17 представлена диаграмма изменений требований международных норм начиная с 1970 года. Наблюдается
устойчивая тенденция ужесточения требований по понижению вероятности повреждения активной зоны от 10–3 до
10-5 и далее к уровню 10–7 для АЭС четвертого поколения, ввод которых ожидается после 2030 года. К последним
относятся АЭС, в которых такое повреждение физически невозможно. Это проекты СВБР, БРЕСТ и т. п.
Рис. 17. Показатели безопасности АЭС разных поколений
Заключение
Проект НВАЭС-2 характеризуется значением вероятности повреждения активной зоны ниже 5*10-7, что приближает
его к показателям проектов АЭС четвертого поколения. Кроме того, учитывая уникальные локализующие свойства,
проект застрахован от выбросов радиоактивности, что также обеспечивает соответствие проекта НВАЭС-2 по этому
показателю проектам АЭС четвертого поколения.
26
Основные свойства проекта НВАЭС-2:
• широкое применение пассивных технологий, действие которых происходит за счет естественных процессов, что
в значительной степени снижает влияние человеческого фактора на безопасность;
• применение модернизированных активных технологий, выполняющих наряду с пассивными основные функции
безопасности на основе реализации принципа совмещения функций безопасности и функций нормальной эксплуатации;
• исключение немедленных действий персонала при возникновении чрезвычайных ситуаций за счет присущей технологии ВВЭР инерционности переходных процессов в сочетании с беспрецедентно высоким уровнем диагностики
и автоматизации процессов управления;
• применение усовершенствованной локализующей системы безопасности, которая включает в себя в числе прочих
элементов двойную защитную оболочку с вентилируемым зазором, пассивной и активной системами фильтрации
этого зазора, а также устройство для удержания расплавленных материалов активной зоны, гарантирует исключение выхода радиоактивности в окружающую среду в случае возникновения чрезвычайных ситуаций;
• повышение надежности оборудования и долговечности АЭС в целом за счет конструктивных и металловедческих
решений, обеспечения ремонтопригодности и заменяемости узлов и оборудования. Проект ориентирован на российское оборудование, при этом его технические решения позволяют, как правило, применять альтернативные
поставки без существенного изменения объемно-планировочных и трассировочных решений.