2011 - Проект АЭС-2006 (СПбАЭП)

2011

Открытое акционерное общество «Санкт-Петербургский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт «АТОМЭНЕРГОПРОЕКТ» (ОАО «СПбАЭП»)

Проект АЭС-2006Основныеконцептуальные решения на примере Ленинградской АЭС-2

Содержание

Введение 3 1. Основание для разработки проекта 3 2. Основы проекта 3 3. Цели и задачи разработки проекта 5 4. Организационная структура проекта 5Проектные основы 6 1. Концепция проекта (на примере ЛАЭС-2) 6 2. Архитектурно-строительные решения

(на примере ЛАЭС-2) 12 3. Ядерный остров 15 4. Турбинный остров 18 5. Системы безопасности и системы

по преодолению запроектных аварий (ЗПА)

(на примере ЛАЭС-2) 20 6. Система контроля и управления

технологическими процессами (СКУ ТП) 32 7. Электрическая часть АЭС

(на примере ЛАЭС-2) 35 8. Экологическая безопасность 39

3

ВведениеОснование для разработки проектаОсновы проекта

1. Основание для разработки проектаОснование для разработки проекта АЭС-2006 для площадки Ленинградской АЭС-2 (ЛАЭС-2) — исполне-

ние Федеральной целевой программы (ФЦП) «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007–2010 годы и на перспективу до 2015 года». Достижение целей развития атомной энергетики России, заяв-ленных в ФЦП, должно основываться на базе научно-технических решений, уже имеющихся в отрасли и надеж-но обеспечивать сжатые сроки ввода и технико-экономические параметры, составляющие основу конкуренто-способности энергоблоков.

Основой для разработки являются: y Федеральные законы, относящиеся к области использования атомной энергии в мирных целях; y «Техническое задание на разработку базового проекта АЭС-2006»; y «Техническое задание на РУ АЭС-2006»; y Действующие в России нормы, правила и стандарты в области использования атомной энергии; y Рекомендации МАГАТЭ серии изданий по безопасности АЭС; y Требования Европейских эксплуатирующих организаций к проектам атомных станций нового поколения

с энергоблоками повышенной мощности на легководных реакторах (EUROPEAN UTILITY REQUIREMENTS FOR LWR NUCLEAR POWER PLANTS).

Разработка технического задания выполнялась с целью обеспечения создания энергоблоков с ВВЭР боль-шой мощности с улучшенными технико-экономическими показателями и показателями безопасности (согласно ФЦП «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007–2010 г.г. и на перспективу до 2015 г.»).

2. Основы проекта

2.1 Основные принципы и подходы

Параметры реакторной установки, характеристики оборудования машзала и конфигурация систем безо-пасности выбирались исходя из следующих основных принципов и подходов:

y максимальное использование решений и обоснований уже разработанных проектов с реакторами ВВЭР (дей-ствующие АЭС с РУ В-320, Тяньваньская АЭС в КНР, АЭС с ВВЭР-640, АЭС — 91/99 для тендера в Финляндии);

y минимизация рисков и улучшение эксплуатационных характеристик за счет использования апробиро-ванных технических решений и референтного оборудования;

y улучшение характеристик оборудования и систем за счет снятия избыточного консерватизма и оптими-зации проектных запасов;

y обеспечение требуемого уровня безопасности, в том числе и при запроектных авариях, на основе вы-бора рациональной конфигурации систем безопасности с применением активных и пассивных элемен-тов, позволяющих более широко реализовать принцип разнообразия и снизить влияние человеческо-го фактора;

y снижение капитальных и эксплуатационных затрат за счет:1) применения серийного оборудования и сокращения номенклатуры оборудования; 2) оптимизации решений по обращению с радиоактивными отходами и отработавшим топливом;3) усовершенствования технологии ремонтных работ;4) оптимизации численности эксплуатационного и ремонтного персонала;

y минимизация затрат на НИОКР в обоснование проектных решений.

2.2 Референция проекта В качестве принципиальной основы проекта принята концепция АЭС с ВВЭР-1000/428 и АЭС — 91/99 для

тендера в Финляндии), модернизированная с учето м опыта эксплуатации энергоблоков ВВЭР-1000/320, и про-ектных решений, принятых в разработках АЭС с ВВЭР-640 и АЭС-92.

4

К началу 2009 года на энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000/320 наработано более 480 реакторо-лет. В течение указанного периода эксплуатации атомных станций в целом были подтверждены заложенные в проект основ-ные технические характеристики, надежность и безопасность работы как систем, так и отдельного оборудова-ния реакторной установки ВВЭР-1000/320.

При разработке проекта АЭС-2006 успешно решаются следующие основные задачи, отвечающие совре-менному уровню развития ядерной энергетики:

y достижение требуемых современными нормами показателей безопасности АЭС; y учет международных тенденций повышения безопасности для АЭС большей мощности с реакторами типа PWR; y максимальное использование апробированных опытом эксплуатации технологий и оборудования; y повышение экономических показателей блока, снижение капиталовложений в строительство.

В настоящее время завершено строительство двух энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000/428 в Китайской Народ-ной Республике. Выполнен ряд дополнительных анализов и обоснований безопасности. В проект основного обо-рудования внедрен ряд модернизаций и усовершенствований на основе опыта эксплуатации АЭС с ВВЭР-1000/320.

Рис. 2.2.1 Тяньваньская АЭС сегодня

В период с 1995 по 1999 годы были проведены экспертизы МАГАТЭ по материалам проекта АЭС с ВВЭР-1000/428 для КНР. Результаты экспертиз представлены в отчетах МАГАТЭ:

y Safety Review Mission Report on Design Features of AES-91 with WWER-1000/428 Reactors for Liaoning NPP, IAEA-RU-5137, 1995;

y Safety Review Mission Report on Resolution of WWER-1000/320 Safety Issues in the AES-91 Desing, EBP-ASIA-06,1998;

y Expert Mission to Peer Review Selected Solutions Adopted in the AES-91 Design with WWER-1000/428 Reactors for Tianwan NPP, Systems, EBP-ASIA-24 Limited Distribution, November 26, 1999;

y Expert Mission to Peer Review Selected Solutions Adopted in the AES-91 Design with WWER-1000/428 Reactors for Tianwan NPP, CONTAINMENT AND ACCIDENT MANAGEMENT, EBP-ASIA-26 Limited Distribution, November 24, 1999;

y Expert Mission to Peer Review Selected Solutions Adopted in the AES-91 Design with WWER-1000/428 Reactors for Tianwan NPP, COMPONENT INTEGRITY INCLUDING, LEAK BEFORE BREAK, EBP-ASIA-25 Limited Distribution, November 24, 1999;

y Expert Mission to Peer Review Selected Solutions Adopted in the AES-91 Design with WWER-1000/428 Reactors for Tianwan NPP, Fuel, EBP-ASIA-27 Limited Distribution, November 24, 1999;

y Expert Mission to Peer Review Selected Solutions Adopted in the AES-91 Design with WWER-1000/428 Reactors for Tianwan NPP, PRELIMINARY PROBABILISTIC SAFETY ASSESSMENT FOR INTERNAL INITIATING EVENTS, November 22–30, 1999.

ВведениеОсновы проекта

5

Проведенные экспертизы подтвердили, что проект в целом соответствует стандартам, принятым в ми-ровой практике для систем безопасности и систем, важных для безопасности. Замечания и рекомендации экс-пертов МАГАТЭ учитывались в процессе разработки проекта, что нашло отражение в соответствующих отчетах.

3. Цели и задачи разработки проекта Целью разработки проекта с энергоблоками повышенной мощности по концепции АЭС-2006 является

сохранение и развитие производства электрической и тепловой энергии в обеспечение воспроизводства при исчерпании предельного эксплуатационного ресурса действующих мощностей.

При достижении поставленной цели необходимо решается ряд важных задач, таких как: y конкурентоспособность на внутреннем рынке по сравнению с альтернативными источниками энергии

(парогазовые установки); y продолжительность строительства головного энергоблока не более 60 месяцев, серийного — не бо-

лее 54 месяцев; y срок службы незаменяемого оборудования не менее 60 лет; y самозащищенность от аварий, включая достаточные запасы прочности, а также запасы электроэнергии,

сжатого воздуха, дезактивирующих растворов и других жизненно важных ресурсов на продолжитель-ный период времени;

y устойчивость к ошибкам персонала, а также к внешним (природным и техногенным) и внутренним воз-действиям как при работе реактора на мощности, так и в стояночных режимах;

y использование неизменяемой (базовой) части проекта, обеспечивающей пригодность для строитель-ства объектов в широком диапазоне природно-климатических условий и унификацию основного и вспо-могательного оборудования;

y привлекательность потребительских свойств будущего объекта, включая техническую и пожарную безо-пасность, комфорт и удобство при эксплуатации, а также высокую степень ремонтопригодности приме-няемых оборудования и приборов с использованием как можно меньшего количества различных запас-ных частей в процессе эксплуатации;

y минимизация количества производственных отходов, особенно радиоактивных; y возможность вывода объекта из эксплуатации по окончании проектного срока службы, его утилизация

или перепрофилирование без дополнительных технических и организационных проблем, с минималь-ными дозовыми нагрузками, минимально возможным количеством РАО, на приемлемом уровне финан-совых, материальных и трудовых затрат;

y обеспечение качества проектно-конструкторских решений и документации, основанных на применении отечественных норм в области обеспечения качества, международных стандартов ИСО серии 9000, ре-комендаций Свода положений 50-C/SG-Q и связанных с ним руководств по безопасности, EUR, INSAG, МКРЗ, МЭК и других международных рекомендаций в объеме, обеспечивающем конкурентоспособность на внешнем рынке.

4. Организационная структура проектаЗаказчик: ОАО «Концерн Росэнергоатом».Генеральный подрядчик: ОАО «Санкт-Петербургский научно-исследовательский и проектно-

конструкторский институт «Атомэнергопроект».Генеральный проектировщик АЭС-2006: ОАО «Санкт-Петербургский научно-исследовательский и

проектно-конструкторский институт «Атомэнергопроект».Главный конструктор реакторной установки: ОАО ОКБ «Гидропресс».Научный руководитель проекта: НИЦ «Курчатовский институт».

В проекте принимают участие другие российские проектно-конструкторские организации, имеющие большой опыт работы в атомной энергетике.

ВведениеЦели и задачи разработки проектаОрганизационная структура проекта

6

1. Концепция проекта (на примере ЛАЭС-2)

1.1 Общая характеристика ЛАЭС-2 Характеристики проекта ЛАЭС-2 базируются на техническом задании на АЭС и их выполнение определя-

ют следующие основные параметры, представленные в Таблице 1.

Таблица 1. Основные технические характеристики и параметры энергоблока

Наименование характеристики, единица измерения Величина параметра (характеристика)

Общие параметры блокаНоминальная тепловая мощность реактора, МВт 3200Номинальная электрическая мощность, МВт 1198,8Эффективное число часов использования номинальной мощности, час/год 8065Срок службы АЭС, лет 50Сейсмостойкость:Максимальное расчетное землетрясение (МРЗ), g 0,25Проектное землетрясение (ПЗ), g 0,12

Количество ТВС в активной зоне, шт. 163

Время нахождения топлива в активной зоне, лет 4–5

Основные параметры I контураЧисло петель I контура, шт. 4Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 85600±2900Температура теплоносителя на входе в реактор/ на выходе из реактора, °C 298,6/329,7Давление номинальное стационарного режима на выходе из активной зоны (абсолютное), МПа 16,2Основные параметры II контураТурбина:Частота вращения, 1/с 50Конструктивная схема 2ЦНД+ЦВД+2ЦНДНоминальное давление пара на входе в турбину, МПа 6,8Температура питательной воды в номинальном режиме, °С 225±5Генератор:Номинальное напряжение, кВ 24

Каждый энергоблок оснащен реакторной установкой В-491 с водо-водяным энергетическим реактором с водой под давлением, а также турбиной К-1200-6,8/50 (число оборотов 3000 об/мин) с генератором переменно-го тока Т3В-1200-2УЗ электрической мощностью не менее 1195МВт. Тепловая схема — двухконтурная.

В составе энергоблока АЭС работа реакторной установки предусматривается как в базовом режиме, так и в режимах маневрирования.

Реакторная установка включает в себя следующее основное оборудование и системы: y водоводяной энергетический реактор корпусного типа номинальной тепловой мощностью 3200 МВт под

давлением теплоносителя 16,2 МПа, теплоносителем и замедлителем в реакторе является вода с борной кислотой, концентрация которой изменяется в процессе эксплуатации, в качестве топлива в активной зоне реактора используется слабо обогащенный диоксид урана;

y четыре горизонтальных парогенератора типа ПГВ-1000МКП с разреженной коридорной компоновкой теплообменных труб в трубном пучке, производительность каждого ПГ составляет (1602+112) т/ч сухого насыщенного пара давлением 7,0 МПа;

y четыре главных циркуляционных насосных агрегата типа ГЦНА-1391; y главные циркуляционные трубопроводы Ду 850; y систему компенсации давления; y оборудование бетонной шахты реактора; y системы безопасности.

Проектные основыКонцепция проекта (на примере ЛАЭС-2)

7

Второй контур — не радиоактивный и состоит из паропроизводительной части парогенераторов, глав-ных паропроводов, одного турбоагрегата, вспомогательного оборудования и обслуживающих систем, оборудо-вания деаэрации, подогрева и подачи питательной воды в парогенераторы.

Принципиальная технологическая схема энергоблока ЛАЭС-2 (АЭС-2006) представлена на Рис. 1.1.1.

Рисунок 1.1.1 Принципиальная технологическая схема АЭС-2006 (проект ЛАЭС-2)

Компоновка каждого энергоблока АЭС выполнена по принципу максимального блокирования основных зданий и сооружений с сохранением территориального разделения зданий с зоной контролируемого доступа и зданий свободного доступа.

Проект АЭС выполнен с учетом следующих экстремальных внешних нагрузок: падения самолета и про-чих летящих предметов весом 5,7 т со скоростью 100 м/с.

Основное технологическое оборудование, примененное в проекте, имеет многолетний положительный опыт эксплуатации на отечественных АЭС и АЭС за рубежом, построенных по российским проектам.

В основу обеспечения безопасности в проекте ЛАЭС-2 заложен принцип глубокоэшелонированной защиты.

Проект обладает высокой степенью лицензируемости, которая основывается на следующем: y проект базируется на критериях безопасности, содержащихся в нормативной документации, действую-

щей в России, и учитывает рекомендации МАГАТЭ; y концепция проекта основана на использовании освоенной технологии предлагаемого оборудования,

наличии прототипов, опыте сооружения и эксплуатации отечественных и зарубежных энергоблоков; y концепция проекта базируется на применении общепринятых и апробированных в ядерной энергетике

технических решений.


8

1.2 Основы концепции безопасности АЭС

Основа безопасности В основу обеспечения безопасности в проекте АЭС заложен

принцип глубокоэшелонированной защиты — применение системы ба-рьеров на пути распространения ионизирующих излучений и радиоак-тивных веществ в окружающую среду и системы технических и органи-зационных мер по защите барьеров и сохранению их эффективности и непосредственно по защите населения.

Система барьеров включает:

y топливную матрицу; y оболочку ТВЭЛ; y границу контура теплоносителя реактора; y герметичное ограждение локализующих систем безопасности.

Система технических и организационных мер состоит из пяти уровней защиты:

Первый уровень: y консервативный проект, основанный на использовании совре-

менных норм; y обеспечение качества на всех стадиях создания АЭС; y контроль состояния барьеров безопасности при эксплуатации; y культура безопасности.

Второй уровень: y управление при нарушениях эксплуатации и выявлении отказов.

Этот уровень включает в себя защиты и блокировки, резервные механизмы нормальной эксплуатации и предусматривается для обеспе-чения постоянной целостности барьеров.

Третий уровень: y Защитные, управляющие, локализующие и обеспечивающие

системы безопасности, которые предусматриваются в проекте для предотвращения развития отказов и ошибок персонала в проектные аварии, а проектных аварий в запроектные аварии и для удержания радиоактивных продуктов внутри системы ло-кализации.

Четвертый уровень: y управление аварией, включая защиту локализующих функций.

Пятый уровень: y противоаварийные меры вне площадки с целью ослабления по-

следствий выброса радиоактивных продуктов во внешнюю среду.

Применение принципа глубокоэшелонированной защиты позво-ляет выполнить требования полноты учета возможных состояний АЭС с обеспечением разумной достаточности мер безопасности.

Эшелонирование в глубинуБарьеры, предотвращающие выход

продуктов деления в окружающую среду

Топливная матрицаПредотвращение выходов продуктов

деления под оболочку тепловыделяющего элемента

Оболочка тепловыделяющего элемента

Предотвращение выходов продуктов деления в теплоноситель главного

циркулярного контура

Главныйциркуляционный контур

Предотвращение выходов продуктов деления под защитную герметичную оболочку

Система защитныхгерметичных ограждений

Предотвращение выходов продуктов деления в окружающую среду


9

Радиационная защита

Пределы эффективных доз облучения персонала и населения при нормальной эксплуатации ЛАЭС-2 с АЭС-2006

Нормируемые величины для персонала и населения Значения величин

1. Предел индивидуальной эффективной дозы в среднем за 5 лет для персонала 20 мЗв/год *

2. Эксплуатационный предел индивидуальной эффективной дозы контролируемого персонала 5 мЗв/год

3. Эксплуатационный предел средней индивидуальной эффективной дозы контролируемого персонала 2 мЗв/год

4. Индивидуальная эффективная доза для проведения нештатных работ и замены крупных единиц оборудования, особо радиационноопасных работ

10 мЗв

5. Эксплуатационный предел коллективной эффективной дозы на работы по разборке-сборке реактора, перегрузке топлива и работе АЭС на мощности средний за весь срок эксплуатации 0,5 чел.Зв/год

6. Эксплуатационный предел коллективной эффективной дозы при проведении нештатных работ и замене крупных единиц оборудования 5 чел.Зв/год

7. Эксплуатационный предел дозы облучения населения 10 мкЗв/год

8. Дозовая квота облучения населения на случаи нарушения нормальной эксплуатации 100 мкЗв/год

Примечание — * не более 50 мЗв/год.

Ограничение радиационного воздействияПроект АЭС-2006 базируется на критериях радиационной безопасности, содержащихся в нормативно-

теxнической документации, действующей в России, и международных рекомендациях (МАГАТЭ, EUR).Радиационная безопасность проекта обоснована опытом эксплуатации действующих современных АЭС

с ВВЭР, результатами экспериментальных исследований и расчетными анализами. Опыт эксплуатации АЭС с ВВЭР позволяет утверждать, что радиационное воздействие на персонал и население будет таким же низким, как и на большинстве действующих современных станций.

Радиационная безопасность персонала АЭСДля ЛАЭС-2 с АЭС-2006 доза облучения для персонала ограничена уровнем, регламентированным рос-

сийскими НТД. Предел индивидуальной эффективной эквивалентной дозы облучения для персонала составля-ет 20 мЗв/год в среднем за любые последовательные 5 лет, но не более 50 мЗв в год.

Выполнена оптимизация проекта радиационной защиты, используя ограничение прогнозируемой в проекте коллективной дозы облучения персонала при обслуживании реакторной установки. Использован опыт эксплуатации действующих станций с ВВЭР.

Предел коллективной дозы персонала, занятого на станции, на один ГВт установленной электрической мощности принят равным 5 чел.Зв/год. При проведении регламентных работ, связанных с дозозатратами при разборке, сборке, осмотре оборудования и перегрузке топлива — 0,5 чел.Зв/год.

Предел радиационного воздействия на население при нормальной эксплуатации станцииОпыт эксплуатации действующих современных энергоблоков с ВВЭР подтверждает, что уровень радиа-

ционного воздействия от поступления в окружающую среду техногенных нуклидов при нормальной эксплуата-ции станции меньше одного-двух процентов от предела, соответствующего требованиям Норм (0,1 мЗв в год).


10

АЭС-2006 сконструирована так, что поступление техногенных нуклидов во внешнюю среду в течение нормальной работы будет меньше, чем на действующих АЭС с ВВЭР.

Предел радиационного воздействия на население для ожидаемых эксплуатационных нарушенийВ проекте АЭС-2006 для ЛАЭС-2 радиационные воздействия на население при эксплуатационных нару-

шениях, вызванных отказами или ошибками управления, ограничены и/или снижены системами контроля и си-стемами обращения с отходами станции до контрольных уровней, установленных в проекте.

В связи с этим ожидаемые эксплуатационные нарушения не приводят к превышению предельных инди-видуальных доз для населения, отвечающих требованиям для нормальной эксплуатации (0,1 мЗв в год).

Предел для постулируемых аварий Выбросы радиоактивных газов и аэрозолей ограничиваются для АЭС-2006 так, что соответствующая ин-

дивидуальная доза для населения, проживающего в непосредственной близости от станции, будет оставаться ниже установленного предела, равного 5 мЗв за первый год после аварии. Вывод основан на анализе безопас-ности, выполненном для достаточно консервативных приближений, в котором не предусматривается введение каких-либо мер по защите населения.

Таким образом, опыт эксплуатации действующих АЭС с ВВЭР и результаты расчетов, обосновывающие ра-диационную безопасность АЭС-2006, позволяют совместить границу санитарно-защитной зоны с оградой пром-площадки.

Тяжелые аварииЦель проекта АЭС-2006 для ЛАЭС-2 при тяжелых авариях: в сочетании с вероятностными целевыми по-

казателями обеспечить ограничение последствий аварий с тяжелым повреждением активной зоны для населе-ния и окружающей среды — исключить необходимость экстренной эвакуации и длительного отселения насе-ления и ограничить зону планирования защитных мероприятий для населения (укрытие, йодная профилакти-ка) радиусом не более 3 км.

Принятые в проекте АЭС-2006 требования к ограничению последствий тяжелых аварий рекомендуются как приемлемые в международной практике проектирования современных энергоблоков.

Достижение цели обеспечивают: y двойная защитная оболочка, отвечающая международным требованиям к современным энергоблокам; y устройство локализации расплава активной зоны за пределами корпуса реактора, исключающее про-

плавление фундаментной плиты здания реактора; y пассивная система отвода тепла от защитной оболочки.

Проект радиационной защиты для такого класса аварий базируется на контроле за состоянием топлива, контаймента, аварийных выбросов, с применением соответствующих систем радиационного мониторинга и си-стем для взятия проб.

Обеспечение высокого уровня радиационной безопасности персонала и населения на площадке ЛАЭС-2 с АЭС-2006

Для обеспечения высокого уровня радиационной безопасности ЛАЭС-2 с АЭС-2006 будут реализованы

целевые эксплуатационные пределы доз облучения персонала и населения. Значения этих доз меньше приня-тых в нормах и правилах РФ и рекомендациях МАГАТЭ по обеспечению радиационной безопасности персона-ла и населения при нормальной работе АЭС и авариях:

y Годовой эксплуатационный предел индивидуальной эффективной дозы облучения персонала (5 мЗв/год) — в 4 раза меньше годового предела (20 мЗв/год), установленного в этих нормах и правилах; среднего-довой эксплуатационный предел дозы (2 мЗв/год) — в 10 раз меньше.

y Годовой эксплуатационный предел индивидуальной эффективной дозы облучения населения (10 мкЗв/год) — в 10 раз меньше среднегодового предела дозы (100 мкЗв/год) для этих норм и правил.

y Годовой эксплуатационный предел коллективной дозы облучения персонала (0,5 челЗв/год) — для планово-предупредительного ремонта (разборка-сборка реактора и перегрузка топлива) и работе АЭС


11

на мощности средний за весь срок эксплуатации АЭС; годовой предел (5 челЗв/год) — для ремонта и за-мены крупных единиц оборудования, а также нештатных работ; эксплуатационный предел индивидуаль-ной дозы (10 мЗв/год) — для проведения нештатных и радиационноопасных работ. При проектных авариях радиационные последствия для населения не превысят эксплуатационные

пределы доз, установленных для нормальной эксплуатации АЭС; радиус санитарно-защитной зоны не пре-вышает 0,8 км.

При запроектных авариях с тяжелым повреждением активной зоны реактора исключена эвакуация на-селения и длительное отселение с территорий, находящихся в непосредственной близости к АЭС. Радиус зоны планирования защитных мероприятий для населения (укрытие, йодная профилактика, ограничение потребле-ния местных сельхозпродуктов) не превышает 3 км.

Защита контаймента АЭС от внешних воздействий


Падение самолета

Проектом АЭС предусматривается

возможность падения самолета

Снеговая и ледовая нагрузки

Пиковая (экстремальная) снеговая нагрузка, принятая в

проекте, равна 4,1 kPa

Внешние взрывы

Компоненты АЭС, связанные с безопасностью, разработаны

с учетом ударной волны, вызванной внешним взрывом. Давление во фронте ударной

волны принято равным 30 kPa, продолжительность стадии

сжатия 1 с

Ураганы, смерчи, торнадо

Связанные с безопасностью компоненты разработаны с

учетом ветровой нагрузки при скорости ветра 30 м/с на высоте

10 м. На дальнейших стадиях проектирования эта нагрузка может быть уточнена с учетом

условий площадки. Определяющей ветровой нагрузкой является вихревой эффект. Нагрузки,

принятые в проекте, — нагрузки , наведенные вихрем класса 3,60 по

шкале Fujita

Сейсмические нагрузки

АЭС разработана с учетом землетрясения с максимальным горизонтальным ускорением на

уровне земли, равным 0,25 g

12

2. Архитектурно-строительные решения (на примере площадки ЛАЭС-2)

2.1 Генеральный план ЛАЭС-2

Схема генерального плана станции разработана на два энергоблока АЭС-2006 с РУ ВВЭР-1200 с учетом возможности расширения еще на два блока.

Местоположение первого блока принято на месте размещения ранее запроектированного блока ВВЭР-640, под который выполнен комплекс необходимых инженерных изысканий. Это обстоятельство значи-тельно сокращает срок начала строительства АЭС.

Ориентация блоков определилась техническими решениями по системам техводоснабжения основного оборудования зданий турбин и ответственных потребителей зданий реакторов, а также условиями выдачи элек-трической и тепловой мощности.

Промплощадка АЭС условно разделена на зону основного производства и зону общестанционных вспо-могательных зданий и сооружений.

Зона основного производства размещена в центре промплощадки и состоит из скомпонованных в еди-ный строительный объем блочных модулей-энергоблоков. В состав каждого из них входят здание реактора с эстакадой транспортного шлюза, паровая камера, здание безопасности, вспомогательный корпус, здание управ-ления, хранилище свежего топлива и твердых радиоактивных отходов, здание ядерного обслуживания, соору-жение бытовых помещений привлекаемого персонала — (ядерный остров), здание турбины, здание электро-снабжения нормальной эксплуатации, здание водоподготовки с баковым хозяйством — (турбинный остров), а также отдельно стоящие сооружения: вентиляционная труба, здание резервной дизельной электростанции си-стемы аварийного электроснабжения с баками запаса дизельного топлива, сооружение блочных трансформато-ров, бак запаса конденсата, насосная станция автоматического пожаротушения распыленной водой резервуа-рами запаса воды, блочная дизельная электростанция.

Энергоблоки ориентированы зданиями реакторов на северо-запад, зданиями турбин — на юго-восток в сторону выдачи электрической мощности.

Шаг блоков принят 200 м и обеспечивает размещение инженерных и транспортных коммуникаций между блоками, а также организацию поточного строительства и независимого ввода мощностей пусковыми комплексами.

В юго-восточной части промплощадки со стороны зданий турбин размещены башенные испарительные градирни с насосными станциями.

Брызгальные бассейны для охлаждения ответственных потребителей зданий реакторов размещены к северо-западу от зданий реакторов на минимально возможном расстоянии. Там же предусматривается резерв-ная емкость для опорожнения брызгальных бассейнов.

В юго-западной части промплощадки со стороны первого блока располагаются общестанционные зда-ния и сооружения.

Основные показатели генерального плана: y площадь территории промплощадки в ограде — 102 га; y площадь территории площадки сооружений очистки стоков — 8 га; y площадь территории площадки сооружений водоподготовки — 0,09 га; y площадь застройки промышленной площадки — 32 га; y плотность застройки промышленной площадки — 31%; y протяженность ограды — 4,3 км; y протяженность ж/д путей (внутриплощадочных) — 1,4 км; y протяженность автодорог (внутриплощадочных) — 8,3 км; y площадь автодорог и площадок — 18,5 га.

Схема генерального плана площадки представлена на Рисунке 2.1.1.

Проектные основыАрхитектурно-строительные решения (на примере площадки ЛАЭС-2)

13

Рис. 2.1.1 Генеральный план строительства 1 и 2 блоков ЛАЭС-2 с АЭС-2006

2.2 Компоновка зданий и сооружений (на примере ЛАЭС-2)

Компоновка каждого энергоблока АЭС выполнена по принципу максимального блокирования основных зданий и сооружений с сохранением территориального разделения зданий с зоной контролируемого доступа и зданий свободного доступа. Здания, относящиеся к обеспечению безопасности АЭС, располагаются вокруг зда-ния реактора: паровая камера, здание безопасности и здание управления. Здание дизельной установки распо-ложено таким образом, что каналы безопасности располагаются максимально близко к прямой линии.

Здания функциональны, технологические связи между ними минимальные.Оборудование в зданиях устанавливается в соответствии с последовательностью процессов для ком-

пактности компоновки и сокращения длины трубопроводов.

Рисунок 2.2.1 Компоновка основных зданий энергоблока. Разрез 1-1


14

Здание реактора Здание реактора является основным зданием АЭС, вокруг которого группируются остальные здания и

сооружения «ядерного острова». В здании размещаются ядерная паропроизводящая установка и системы ее аварийного расхолаживания.

Двойная оболочка обеспечивает максимальное исключение влияния аварийных выбросов радиоактив-ных продуктов в окружающую среду. Внешняя оболочка служит физической защитой для внутренней оболочки от всех внешних воздействий. Внутренняя оболочка обеспечивает герметичность внутреннего объема при всех режимах работы АЭС, включая аварийные.

Внутренняя оболочка — сооружение из предварительно напряженного железобетона, состоящее из ци-линдрической части и полусферического купола. Внутренняя поверхность оболочки облицована 6-мм углеро-дистой сталью для обеспечения герметичности.

Внутренний диаметр предварительно напряженной оболочки 44,0 м, толщина определяется расчетом и по расчетным данным составляет 1200 мм — для цилиндрической части и 1000 мм — для купола. Верхняя от-метка цилиндрической части +44,600.

Предлагаемая конструкция защитных оболочек обладает большей надежностью по сравнению с ранее разработанными конструкциями оболочек и является новым шагом в повышении безопасности АЭС.

К реакторному зданию примыкает эстакада транспортного шлюза, по которой осуществляется транспор-тировка в здание реактора крупногабаритных грузов.

Паровая камераПаровая камера предназначена для размещения оборудования и трубопроводов системы защиты паро-

генераторов от избыточного давления, отсечной арматуры первого контура, системы питательной воды и си-стемы подачи обессоленной воды. Оборудование и трубопроводы всех систем поделены на четыре независи-мых канала безопасности.

Здание безопасностиЗдание безопасности предназначено для размещения оборудования и трубопроводов системы защит-

ных систем безопасности. Здание разделено на четыре независимых и изолированных канала безопасности. Ка-налы безопасности изолированы друг от друга строительными конструкциями. В здании безопасности располо-жено также оборудование промежуточного контура охлаждения и системы технической воды для ответствен-ных потребителей, системы охлаждения топливного бассейна, системы отвода остаточного тепла.

Здание управленияЗдание управления предназначено для размещения в нем электротехнических и измерительно-

коммуникационных систем, обеспечивающих контроль управления энергоблоком. В помещениях здания управ-ления размещаются системы, обеспечивающие эксплуатацию, контроль и автоматическое управление блоком, а также электроснабжение.

Вспомогательный корпусВо вспомогательном корпусе размещаются вспомогательные системы первого контура, системы газо- и

спецводоочистки, системы обработки отходов, вентиляционные системы зоны контролируемого доступа.

Здание резервной дизельной электростанции системы аварийного электроснабжения Здание резервной дизельной электростанции системы аварийного электроснабжения предназначено

для питания электроэнергией потребителей систем безопасности в условиях обесточивания АЭС. Здание раз-делено железобетонными стенами на четыре части, в которых размещается оборудование полностью автоном-ных четырех каналов безопасности.

Здание хранилищ свежего ядерного топлива и твердых радиоактивных отходов В первом блоке АЭС хранилище свежего ядерного топлива сблокировано в едином здании с хранилищем ра-

диоактивных отходов. Во втором — с хранилищем транспортно-технологического оборудования. Хранилище свеже-го ядерного топлива предназначено для приема и хранения топлива и рассчитано по запасам топлива на два блока.


15

Здание турбиныВ здании турбины находятся турбина, генератор и их вспомогательные системы, такие как система пере-

грева и сепарации воды, системы очистки конденсата, система подогрева низкого давления, система питательной воды, система подогрева высокого давления, маслосистемы турбины и генератора и т.д. Объемно-планировочное решение здания турбины в основном определяется структурой и габаритами турбоагрегата, а также компоновкой систем и оборудования второго контура, выбором оборудования деаэрационно-питательной установки.

Основными положениями при этом являются следующие: y здание турбины расположено торцом к реакторному зданию; y турбина расположена в главном пролете на одной продольной оси с реакторной установкой; y турбоагрегат (турбина и генератор) устанавливается на виброизолированный фундамент.

Здания и сооружения технического водоснабженияВ состав зданий и сооружений технического водоснабжения входят:

y насосная станция потребителей здания турбины; y башенная испарительная градирня; y насосная станция ответственных потребителей; y брызгальный бассейн; y камера переключений; y резервная емкость; y насосная станция подпитки.

Прочие сооружения энергоблокаК прочим зданиям и сооружениям собственно энергоблока относятся:

y здание блочной дизельной электростанции; y насосная станция автоматического водяного пожаротушения с резервуарами запаса воды; y сооружения для блочных трансформаторов (входят в состав неизменяемой части проекта); y вентиляционная труба (входит в состав неизменяемой части проекта) и другие; y общестанционные здания и сооружения.

3. Ядерный остров (ЯО)

3.1 Реакторная установка (РУ) В-491

Реакторная установка В-491, которая применяется в проекте АЭС-2006 с ЛАЭС-2, является дальнейшим усовершенствованием РУ с реакторами типа ВВЭР-1000 и разработана в соответствии с последними требованиями и достижениями атомной техники.

ОАО ОКБ «Гидропресс», которое является Главным конструкто-ром РУ, более чем полвека разрабатывает проекты оборудования и си-стем, предназначенных для энергетики и атомной промышленности. ОКБ «Гидропресс» является автором большого числа проектов различных установок и оборудования. Свое воплощение проекты нашли на объектах атомной энергетики не только в России, но и за рубежом: в Финляндии, Германии, Болгарии, Венгрии, Словакии, Чехии, Украине, Армении, Литве, Казахстане. По выполненным ОКБ «Гидропресс» проектам сооружено 85 реакторных установок различных типов, из них 40 — за рубежом.

В состав систем реакторной установки входят реактор ВВЭР-1200, си-стема компенсации давления и четыре циркуляционные петли, каждая из которых состоит из парогенератора ПГВ-1000МКП, главного циркуляцион-ного насоса ГЦНА-1391 и главных циркуляционных трубопроводов Ду 850.

Создание АЭС-2006 с ЛАЭС-2 выполняется с использованием комплексной САПР Smart Plant 3D — см. Рис. 3.1.1.

Рис. 3.1.1 Трехмерная модель основных систем здания реактора

Проектные основыЯдерный остров (ЯО)

16

3.2 Основное оборудование РУ 3.2.1 Реактор

Реактор представляет собой вертикальный сосуд высокого дав-ления (корпус с крышкой), внутри которого размещаются ВКУ, активная зона, органы регулирования и датчики СВРК. Реактор предназначен для преобразования энергии деления ядерного топлива в тепловую и пе-редачи ее теплоносителю первого контура двухконтурной реакторной установки энергоблока атомной электрической станции. Тип реактора — водоводяной под давлением, корпусной, на тепловых нейтронах.

Активная зонаАктивная зона состоит из 163 тепловыделяющих сборок (ТВС),

в которых размещены поглощающие стержни системы управления и защиты (ПС СУЗ).

3.2.2 Парогенератор (ПГ)

Парогенератор предназначен для отвода тепла от теплоноси-теля первого контура и генерации насыщенного пара. Тип парогенера-тора — горизонтальный однокорпусной с погруженной поверхностью теплообмена из горизонтально расположенных труб, системой раздачи основной и аварийной питательной воды, погруженным дырчатым ли-стом и паровым коллектором. Внутри корпуса парогенератора разме-щены внутрикорпусные устройства, трубный пучок коридорной компо-новки с двумя коллекторами первого контура.

Рис. 3.2.2.2 Монтаж ПГ на ТАЭС

Рис. 3.2.1.2 Монтаж реактора на ТАЭС

Условные обозначения

1 - Сборка внутриреакторных детекторов2 - Блок верхний3 - Блок защитных труб4 - Шахта внутрикорпусная5 - Выгородка6 - Образцы-свидетели7 - Зона активная8 - Корпус ядерного реактора

Рис. 3.2.1.1 Трехмерная модель реактора (с внутрикорпусными устройствами)


Рис. 3.2.2.1 Трехмерная модель ПГ

17

3.2.3 Главный циркуляционный насосный агрегат (ГЦНА)

Главный циркуляционный насосный агрегат (ГЦНА) представляет собой вертикальный центробежный одноступенчатый насосный агрегат ГЦНА-1391, состоящий из гидравлического корпуса, выемной части, элек-тродвигателя, верхней и нижней проставок, опор и вспомогательных систем.

Главный циркуляционный насосный агрегат предназначен для создания циркуляции теплоносителя в пер-вом контуре реакторной установки.

ГНЦА имеет: y главный упорный подшипник с водяным охлаждением и смазкой; y двухскоростной электродвигатель, что уменьшает нагрузки на трансформатор при пусках (это обеспечи-

вает возможность ступенчатого пуска); y уплотнение, которое способно обеспечивать непревышение номинальной протечки (50 л/ч) при стоянке

ГЦНА без охлаждения в течение 24 часов при номинальных параметрах первого контура.

Подшипники электродвигателя ГЦНА смазываются негорючей смазкой.В целом следует отметить, что изготовление оборудования РУ может быть осуществлено промышленностью

по отработанной технологии без существенного увеличения затрат.

Рис. 3.2.3.1 Трехмерная модель ГЦНА

Рис. 3.2.3.2 Монтаж ГЦНА на ТАЭС (слева электродвигатель, справа выемная часть)

3.2.4 Система компенсации давления Система компенсации давления включает в себя паровой ком-

пенсатор давления с комплектом электронагревателей, три импульсно-предохранительных устройства, барботер и трубопроводы с арматурой. Основная функция системы состоит в создании давления в I-м контуре, поддержании его в стационарных режимах, ограничении отклонений давления в переходных, аварийных режимах и снижении давления пер-вого контура при расхолаживании.

Рис. 3.2.4.1 Трехмерная компоновка системы компенсации давления


18

4. Турбинный остров (ТУ)

4.1 Турбоустановка

Паровая конденсационная турбоустановка К-1200-6,8/50 произ-водства филиала ОАО «Силовые Машины» «ЛМЗ» с промежуточной се-парацией и двухступенчатым перегревом пара, с рабочей частотой вра-щения 50 с-1 предназначена для непосредственного привода генерато-ра переменного тока типа Т3В-1200-2УЗ производства филиала ОАО «Си-ловые Машины» «Электросила», монтируемого на общем фундаменте с турбиной.

Турбоустановка предназначена для работы в моноблоке с водо-водяным реактором типа ВВЭР-1200 тепловой мощностью 3200 МВт на насыщенном паре.

Паротурбинная установка включает в себя: y комплектную паровую турбину с автоматическим регулирова-

нием, устройствами контроля и управления, валоповоротным устройством, фундаментными рамами и болтами, клапанами па-рораспределения и другими узлами, деталями и устройствами;

y конденсаторы с пароприемными устройствами, пружинными опорами;

y системы маслоснабжения смазки и регулирования (баки, насосы, маслоохладители, насосы гидроподъема и др.);

y оборудование вакуумной системы и системы уплотнений турбины; y оборудование системы промежуточной сепарации и перегрева пара; y оборудование системы регенерации; y трубопроводы пара, конденсата, воды и масла, предназначенные

для подключения насосов, подогревателей, маслоохладителей и другого вспомогательного оборудования;

y быстродействующую редукционную установку (БРУ-К).

Рис. 4.1.1 Трехмерная компоновка здания турбины ЛАЭС-2

Рис. 4.1.2 Смонтированная турбоустановка на ТАЭС

(прототип ТУ в проекте «АЭС-2006»)

Проектные основыТурбинный остров (ТУ)

19

Рис. 4.1.1 Трехмерная компоновка здания турбины ЛАЭС-2

Рис. 4.1.2 Смонтированная турбоустановка на ТАЭС

(прототип ТУ в проекте «АЭС-2006»)

4.1.1 Основные особенности турбоустановки Турбина ЛМЗ мощностью 1,2 млн кВт на 3000 об/мин для АЭС по ряду технических решений является уни-

кальной в мировом турбостроении и занимает самые передовые позиции. В данной турбине реализованы отли-чительные конструктивные решения, на которых основывается концепция завода-изготовителя:

y Частота вращения — 50 1/с. y Использование лопаток последних ступеней предельной длины, исходя из современного технического

уровня, достигнутого в металлургии и машиностроении. y Применение цельнокованых роторов с полумуфтами. y Применение рабочих лопаток всех ступеней с цельнофрезерованными бандажами. y Электронно-лучевая сварка отдельных рабочих лопаток в пакеты. y Применение подшипников для работы с малыми потерями на трение и малочувствительных к расцен-

тровке роторов. y Устанавливаются регулирующие и стопорные клапаны как перед цилиндром высокого давления (ЦВД),

так и перед цилиндром низкого давления (ЦНД). y Система регулирования турбины — электрогидравлическая, с построением электрической части систе-

мы регулирования на базе микропроцессорной техники. y Турбина устанавливается на виброизолированный фундамент. y Конденсат греющего пара сепаратора пароперегревателя (СПП) закачивается в тракт питательной воды с

помощью специального насоса с гидроприводом, работающим также на питательной воде. y В качестве ПНД-2 применяется подогреватель смешивающего типа.

4.2 Турбогенератор Турбогенератор синхронный трехфазный типа Т3В-1200-2У3 изготовления филиала ОАО «Силовые Ма-

шины» «Электросила» с водяным охлаждением обмотки ротора, сердечника и обмотки статора.

Основные технические характеристики турбогенератора

Наименование параметра Значение параметра

Номинальные данные генератора при температуре охлаждающей воды промконтура 33 °С:- мощность полная, МВА- мощность активная, МВт- напряжение, кВ- ток статора, А- ток ротора, А- напряжение ротора, В- коэффициент мощности, о.е.- коэффициент полезного действия, не менее %- отношение короткого замыкания, о.е., не менее

13331200

242х16000

95604800,9

98,950,5

частота, Гцчастота вращения ротора, об/минсистема возбуждения

503000

бесщеточная

Число фаз обмотки статора 6

Соединение фаз обмотки статора две звезды со сдвигом на 30 эл. град

Число параллельных ветвей обмотки статора 2

Проектные основыТурбинный остров (ТУ)

20

5. Системы безопасности и системы по преодолению запроектных аварий (ЗПА) (на примере ЛАЭС-2)

5.1 Концепция систем безопасности

Системы безопасности состоят из четырех полностью независимых каналов. Мощность, быстрота дей-ствия и другие характеристики каждого канала выбраны исходя из условий обеспечения ядерной и радиацион-ной безопасности при любых исходных событиях, рассматриваемых в проекте.

За счет расположения каналов систем безопасности в отдельных помещениях достигнута высокая сте-пень физического разделения каналов.

Каналы безопасности отделены один от другого огнестойкими физическими барьерами по всей гра-нице канала, включая коммуникации между зданиями. Прямые связи между разными каналами безопасно-сти не допускаются.

Предусматривается физическая защита каналов безопасности от несанкционированного доступа персонала.

Рис. 5.1.1 Физическое разделение каналов безопасности (выделено цветом)

Основные принципы проектирования технических и специальных технических средств, обеспечива-ющих безопасность ЛАЭС-2 (АЭС-2006 с ВВЭР-1200), соответствуют требованиям действующих нормативно-технических документов России и рекомендациям МАГАТЭ.

В Таблице 1 представлен перечень основных принципов проектирования технических и специальных технических средств, используемых в проекте.

Таблица 1 — Основные принципы проектирования технических и специальных технических средств

Принцип проектирования Реализация в проекте

Принцип единичного отказа Детерминистически положен в основу всех СБ за счет применения четырехканальной структуры

Пассивность

1. Применяется для отдельных систем/элементов СБ (например, обратный клапан, гидроемкость САОЗ под давлением азота, разрывная мембрана (барботер);2. Применены пассивные технические средства управления ЗПА (СПОТ ПГ, СПОТ ЗО), резервирующие критические функции безопасности

Многоканальность Применяется. В проекте применена четырехканальная структура СБ, в том числе обеспечивающих и управляющих систем безопасности

Проектные основыСистемы безопасности и системы по преодолению запроектных аварий (ЗПА) (на примере ЛАЭС-2)

21

Принцип проектирования Реализация в проекте

РазнообразиеПрименяется. Резервирование систем безопасности по выполнению основных функций безопасности выполняют системы, использующие отличное от СБ оборудование и по возможности принцип действия

Физическое разделение

Применяется. Все четыре канала СБ, включая обеспечивающие и управляющие системы безопасности, территориально разделены, что обеспечивает защиту от отказов по общей причине при пожаре, падении самолета, терроре. Пункты управления энергоблоком (БПУ, РПУ, ЗПУПД) также разнесены по различным помещениям/зданиям.

Особенность технических решений проекта АЭС-2006 с ВВЭР-1200 заключается в том, что тяжелые запро-ектные аварии не могут возникнуть за счет простого наложения спектра единичных и дополнительных отказов. Они могут возникнуть только при нескольких отказах в каналах систем безопасности по общей причине, что яв-ляется маловероятным событием.

Условия, возникающие при проектных авариях, являются расчетными для систем безопасности.Действие систем безопасности при выполнении ими конкретных функций безопасности рассчитывается

с учетом следующих отказов на каждую функцию безопасности: y отказ канала системы вследствие исходного события в том случае, если исходное событие возможно на

этой системе безопасности (например, разрыв напорной магистрали до обратного клапана), а также как зависимый отказ;

y отказ канала системы безопасности вследствие наихудшего единичного отказа одного из активных эле-ментов этого канала или пассивных элементов, имеющих механические движущиеся части;

y обслуживание или ремонт одного из каналов систем безопасности в том случае, когда техническое об-служивание или ремонт предусмотрен проектом этой системы безопасности.

В соответствии с детерминистским способом проектирования технических средств, направленных на предотвращение проектных аварий, учитываются на каждое расчетное исходное событие:

y одна независимая от исходного события ошибка персонала; y приводящие к нарушению пределов безопасной эксплуатации не обнаруживаемые отказы всех некон-

тролируемых при эксплуатации элементов, влияющих на развитие аварии; y такой выбор начальных и граничных условий, который неблагоприятно влияет на результаты.

5.2 Иерархия систем безопасности

Системы безопасности

Для предотвращения или ограничения повреждения реакторной установки и локализации радиоактив-ных продуктов деления при авариях на АЭС предусматриваются следующие системы безопасности:

y защитные системы; y локализующие системы; y обеспечивающие системы; y управляющие системы.

Концепция безопасности АЭС построена на активных системах безопасности, имеющих как нормальное электропитание, так и аварийное — от дизель-генераторов.

Для предотвращения тяжелых аварий или смягчения их последствий предусмотрены пассивные си-стемы, функционирование которых не требует вмешательства персонала АЭС и не требует электропитания.

Для обеспечения требуемой НД и техническим заданием на АЭС степени безопасности АЭС, в проекте определен комплекс систем безопасности и дополнительных технических средств по управлению ЗПА. Пере-чень этих систем и их структура представлены в Таблице 2.


22

Таблица 2 — Комплекс систем безопасности и систем по управлению ЗПА

Наименование Число каналов и эффективность

Защитные, локализующие, обеспечивающиеи управляющие системы безопасности

1. Система САОЗ высокого давления 4 х 100%

2. Система САОЗ низкого давления 4 х 100%

3. Система аварийного ввода бора 4 х 50%

4. Системы аварийной питательной воды и отвода тепла через БРУ-А 4 х 100%

5. Спринклерная система защитной оболочки 4 х 50%

6. Cистема отвода остаточного тепла и расхолаживания РУ через первый контур 4 х 100%

7. Система промконтура охлаждения ответственных потребителей 4 х 100%

8. Система технической воды ответственных потребителей 4 х 100%

9. Системы вентиляции помещений СБ 4 х 100%

10. Система локализующей арматуры герметичной оболочки 2 х 100%

11. Система хранения борированной воды 2 х 100%

12. Система аварийного газоудаления 2 х 100%

13. Система защиты первого контура от превышения давления 2 х 100%

14. Система защиты второго контура от превышения давления 2 х 100%

15. Система отсечения главных паропроводов (БЗОК) 2 х 100%

16. Система обеспечения аварийного электропитания от дизель-генераторов 4 х 100%

17. Система запуска систем безопасности4 датчика/параметр,

4 логических канала каждый с логикой 2/4

18. Система аварийного останова реактора

4 датчика/параметр, 4 комплекта логики 2/4 на 1-м уровне голосования

и 2 комплекта логики 2/4 на 2-м уровне голосования

Пассивные системы безопасности

19. Система гидроемкостей САОЗ 4 х 50%

20. Система герметичных ограждений реакторного отделения +

Системы по управлению ЗПА

21. Система пассивного отвода тепла через ПГ (СПОТ ПГ) 4 х 33%

22. Система пассивного отвода тепла из объема герметичной оболочки (СПОТ ЗО) 4 х 33%

23. Система локализации расплава 1 х 100%

24. Система удаления водорода из герметичной оболочки 1 х 100%

25. Система химического связывания летучих форм йода 1 х 100%

26. Средства по аварийному снижению давления в 1 контуре 2 х 100%

27. Вентиляционная система для поддержания разрежения в пространстве между оболочками 2 х 100%


23

На рисунке 5.2.1 представлена упрощенная принципиальная схема систем безопасности и дополнитель-ных технических средств по управлению ЗПА.

Рис. 5.2.1 Принципиальная схема систем безопасности и систем по управлению ЗПА АЭС-2006

1. Реактор 2. Парогенератор 3. ГЦН 4. Компенсатор давления 5. Емкости САОЗ 6. Защитная оболочка 7. Наружная защитная оболочка 8. Бак-приямок (запас борированной воды низкой концентрации) 9. Теплообменники 10. Насос ава-рийного впрыска низкого давления 11. Насос аварийного впрыска высокого давления 12. Спринклерный насос 13. Бак за-паса борированной воды высокой концентрации 14. Насос аварийного ввода бора 15. Бак подачи химреагентов 16. Насос ввода химреагентов 17. Спринклерный коллектор 18. Пассивный рекомбинатор водорода 19. Барботер 20. Бак аварийно-го запаса щелочи 21. Главный паровой арматурный блок 22. Вентустановка аварийного создания разряжения в кольце-вом зазоре 23. Фильтр 24. Вентиляционная труба 25. Бак запаса обессоленной воды 26. Аварийный питательный насос 27. Конденсатор-теплообменник СПОТ ЗО 28. Бак аварийного отвода тепла СПОТ 29. Теплообменник СПОТ ПГ 30. Гидрозат-вор 31. Устройство локализации расплава.


24

5.3 Активные системы безопасности (защитные, локализующие, обеспечивающие и управляющие системы безопасности)

5.3.1 Защитные системы безопасности

Система аварийного впрыска высокого давления (см. рис. 5.3.1.1)Система аварийного впрыска высокого давления предназначе-

на для подачи раствора борной кислоты в систему теплоносителя реак-тора при авариях с потерей теплоносителя, превышающей компенсаци-онную способность системы нормальной подпитки, при давлении в си-стеме теплоносителя ниже рабочего давления системы (ниже 7,9 МПа).

Кроме того, часть трубопроводов и оборудования системы явля-ется барьером, препятствующим выходу радиоактивности за пределы герметичной оболочки.

Система аварийного впрыска низкого давления (см. рис. 5.3.1.2)Система аварийного впрыска низкого давления предназначе-

на для подачи раствора борной кислоты в систему теплоносителя ре-актора во время аварии с потерей теплоносителя, включая разрыв ГЦК Dу 850, когда давление в системе теплоносителя снижается ниже ра-бочих параметров системы.

Система защиты первого контура от превышения давленияСистема защиты первого контура от превышения давления пред-

назначена для защиты оборудования и трубопроводов РУ от избыточно-го превышения давления в первом контуре в проектных режимах кате-горий 2–4 и запроектных авариях за счет работы импульсных предохра-нительных устройств КД, установленных на трубопроводе сброса пара из парового пространства КД в барботер.

Система защиты второго контура от превышения давленияСистема защиты второго контура от превышения давления пред-

назначена для предотвращения превышения давления в парогенерато-рах и паропроводах свежего пара сверх допустимой величины.

Система аварийного газоудаленияСистема аварийного газоудаления предназначена для удаления

парогазовой смеси из первого контура РУ (реактора, КД и коллекторов ПГ) и снижения давления в первом контуре совместно с ИПУ КД с целью уменьшения последствий при проектных и запроектных авариях.

Система аварийного ввода бора (см. рис. 5.3.1.3)Система аварийного ввода бора предназначена для выполнения

следующих функций: y впрыск раствора борной кислоты в компенсатор давления при

авариях с течью теплоносителя из первого контура во второй; y подача в первый контур высококонцентрированного раствора

борной кислоты (40 гН3ВО3/кгН2О) для быстрого перевода реак-торной установки в подкритическое состояние в режимах с нару-

Рис. 5.3.1.1 Трехмерная компоновка системы аварийного впрыска высокого давления в составе РУ

Рис. 5.3.1.3 Трехмерная компоновка системы аварийного ввода бора в составе РУ

Рис. 5.3.1.2 Трехмерная компоновка системы аварийного впрыска низкого давления в составе РУ


25

шением нормальных условий эксплуатации, сопровождающиxся отказом срабатывания аварийной защиты реактора;

y перевод реакторной установки в подкритическое состояние и компенсации усадки теплоносителя первого контура для обеспе-чения безопасного останова блока.

Система аварийной питательной водыСистема аварийной питательной воды предназначена для обе-

спечения питательной водой парогенераторов в режимах нарушений нормальных условий эксплуатации и в проектных авариях, когда пода-ча питательной воды от штатной системы и вспомогательной системы невозможна. Система должна функционировать при исходных событиях, связанных с понижением уровня воды в парогенераторах и требующих аварийного расхолаживания или поддержания блока в горячем резерве.

Система хранения борированной водыСистема JNK осуществляет хранение борированной воды низкой

(16 гН3ВО3/кгН2О) и высокой (40 гН3ВО3/кгН2О) концентрации, необходи-мой для эксплуатации АЭС во всех режимах работы.

Система отвода остаточного тепла (см. рис. 5.3.1.4)Система отвода остаточного тепла предназначена для отвода

остаточных тепловыделений и расхолаживания реакторной установки во время нормального останова станции, в режимах нарушения нор-мальных условий эксплуатации и при проектных авариях, при условии сохранения целостности первого контура совместно с системой аварий-ного впрыска низкого давления.

Также система отвода остаточного тепла предназначена для за-щиты первого контура от сверхдавления в режимах расхолаживания и отвода остаточных тепловыделений при низких температурах первого контура.

Система аварийного использования воды из шахты ревизии ВКУСистема аварийного использования воды из шахты ревизии ВКУ

предназначена для: y подачи борированной воды из шахты ревизии ВКУ в устройство

локализации расплава при запроектных авариях, связанных с плавлением активной зоны реактора и выходом расплава за пре-делы корпуса реактора;

y заполнения водой теплообменников (помещения) УЛР при про-ектных авариях, связанных с потерей теплоносителя, с отм. 0.00 и при запроектных авариях, связанных с плавлением активной зоны реактора, из баков-приямков;

y подачи в баки-приямки защитной оболочки раствора щелочи NaOH с целью снижения скорости образования летучих форм йода внутри защитной оболочки;

y заполнения и дренажа шахты ревизии ВКУ при операциях, связан-ных с перегрузкой топлива и ревизией ВКУ;

y отвода возможных протечек из шахты реактора (помещения УЛР).

Рис. 5.3.1.4 Трехмерная компоновка системыотвода остаточного тепла в составе РУ


26

Система отсечения главных паропроводов

Система отсечения главных паропроводов предназначена для работы во всех аварийных режимах, тре-бующих отсечения ПГ:

y при разрывах паропроводов от ПГ до стопорных клапанов турбины в отсекаемой и неотсекаемой от ПГ части. y при разрыве питательных трубопроводов на участке от ПГ до обратного клапана. y при течи из первого контура во второй.

5.3.2 Локализующие системы безопасности Локализующие системы предназначены для предотвращения или ограничения распространения внутри

АЭС и выхода в окружающую среду радиоактивных веществ, выделяющихся при авариях.

- Защитная оболочка реактора двойная (см. рис. 5.3.2.1).

Внутренняя герметичная оболочка представляет собой цилиндрическую конструкцию из предварительно на-пряженного железобетона с полусферическим куполом и плитой основания из железобетона. Внутренняя поверх-ность герметичной оболочки покрыта сварной облицовкой из углеродистой стали, для обеспечения герметичности.

Наружная защитная оболочка представляет собой цилиндрическую конструкцию из железобетона с по-лусферическим куполом.

Все трубопроводные проxодки, проходящие через оболочки, неподвижно установлены в стенах вну-тренней оболочки и уплотнены сваркой со стальной облицовкой. Все трубопроводы, проходящие через обо-лочку, оборудованы локализующей арматурой.

Доступ под оболочку осуществляется через шлюз для персонала, шлюз для оборудования и материалов и аварийный шлюз. В конструкции шлюзов предусмотрена невозможность одновременного открытия всех две-рей любого шлюза во время работы станции.

Расчетная величина протечки через внутреннюю герметичную оболочку после постулированной аварии составляет не более 0,2% от свободного объема герметичной оболочки в течение 24 часов.

В проекте АЭС исключаются физические явления, связанные с тяжелыми авариями, которые могут угро-жать целостности контаймента, а именно:

y паровой взрыв в корпусе реактора; y детонация водорода;


Рис. 5.3.2.1 Защитная оболочка (контаймент)

27

y повторная критичность активной зоны или расплава; y паровые взрывы за пределами корпуса реактора; y прямой нагрев контаймента; y летящие предметы; y воздействие расплава на пол и стены подреакторного помещения.

В качестве дополнительных технических средств по управлению запроектными авариями в проекте предусмотрены следующие системы:

y устройство удержания расплава в бетонной шахте реактора; y система пассивного отвода тепла от защитной оболочки; y система пассивного отвода тепла через парогенератор.

Проектом предусмотрены следующие локализующие системы безопасности и элементы безопасности: система герметичного ограждения (СГО):

- Герметизирующая стальная облицовкаНазначение защитной оболочки — не допустить выхода радиоактивности во внешнюю среду в случае

максимальной проектной аварии, ограничить выбросы в случае запроектных аварий, а также оградить обору-дование и внутренние конструкции здания реактора от возможных внешних воздействий.

В качестве герметизирующего элемента по внутренней поверхности внутренней преднапряженной обо-лочки выполняется облицовка из углеродистой стали.

- Железобетонные ограждающие конструкцииВнутренняя оболочка — сооружение из предварительно напряженного железобетона, состоящее из ци-

линдрической части и полусферического купола. Наружная оболочка выполняется из монолитного железобетона с армированием без предварительного

напряжения. Оболочка состоит из цилиндрической части с внутренним диаметром 50 м и полусферического ку-пола, на котором размещены баки системы пассивного отвода тепла.

- Закладные деталиДля крепления технологического, электрического и другого оборудования к внутренней поверхности

внутренней оболочки предусматривается установка закладных деталей.

- ПроходкиВсе трубопроводные проxодки, электрические проходки и проходки КИП, проходящие через оболочку,

заделываются в стену внутренней преднапряженной оболочки.

- Люки, шлюзы, двери и их закладныеДля обеспечения транспортирования через герметичное ограждение оборудования и с целью сохране-

ния герметичности ГО предусматривается специальный транспортный коридор, составными частями которого являются люк и герметичные ворота со стороны улицы.

Транспортный коридор выполняет роль транспортного шлюза. Люк транспортного коридора является составной частью зоны локализации аварий и предназначен для

выполнения локализующих функций в любых проектных режимах, включая аварийные. Ворота, транспортного коридора ограничивают распространение выделяющихся при авариях

радиоактивных веществ.Для обеспечения прохода обслуживающего персонала через ограждение ЗЛА при сохранении ее герме-

тичности оболочка оборудована шлюзами. Предусмотрены два шлюза: основной и аварийный. Кроме использо-вания основного шлюза для прохода обслуживающего персонала, он может использоваться также для провоза через него в гермозону малогабаритного оборудования.

- Изолирующие устройстваИзолирующие устройства предназначены для отсечения трубопроводов с различными технологически-

ми средами, проходящих через границу герметичной защитной оболочки, для предотвращения выходов про-дуктов деления в результате аварии с потерей теплоносителя первого контура.


28

- Спринклерная система (см. рис. 5.3.2.2)Спринклерная система предназначена для снижения давления и

температуры в объеме зоны локализации аварии (ЗЛА) с одновремен-ным связыванием радиоактивного йода в воздушном пространстве ЗЛА при проектных авариях с целью ограничения выхода радиоактивных продуктов в окружающую среду через системы и элементы герметично-го ограждения.

- Водосборники насосов спринклерной системыСпринклерная система не имеет специальных водосборников. Раз-

брызгиваемая через спринклерные сопла вода стекает по организован-ным уклонам на пол герметичной оболочки, а затем в баки-приямки за-щитной оболочки, которые выполняют роль водосборника при авариях.

- Система локализации утечек из защитной оболочки Система локализации утечек из защитной оболочки предназна-

чена для создания разрежения в межоболочечном пространстве здания реактора и в здании безопасности в аварийном режиме.

5.3.3 Обеспечивающие системы

- Система аварийного энергоснабжения (САЭ)Система аварийного электроснабжения энергоблока (САЭ) пред-

назначена для электроснабжения потребителей системы безопасно-сти энергоблока, обеспечивающих систем безопасности энергоблока, систем, осуществляющих управление и контроль работы указанных систем, включая датчики системы контроля реакторной установки.

- Система технического водоснабжения систем безопасностиПромконтур системы охлаждения ответственных потребителей

предназначен для подачи охлаждающей воды и отвода тепла от обору-дования реакторной установки, вспомогательных систем реакторной установки и систем, обеспечивающих безопасность АЭС, в режимах нор-мальной эксплуатации, нарушений нормальных условий эксплуатации и проектных авариях, а также для обеспечения барьера между вспомога-тельными системами, содержащими радиоактивность, и системой тех-нической воды для ответственных потребителей.

Система охлаждающей воды ответственных потребителей пред-назначена для выполнения функции отвода тепла к конечному поглоти-телю от потребителей систем, расположенных в здании безопасности во всех режимах работы блока, включая аварийные.

- Система пассивной противопожарной защиты (СППЗ)СППЗ пожарных зон применяется для решения следующих задач:

y исключить одновременное воздействие пожара на оборудова-ние и элементы основного и резервных вариантов безопасного аварийного останова и расхолаживания реакторной установки и тем самым обеспечить выполнение этими системами проектных функций в процессе и после пожара;

y обеспечить при необходимости локализацию и контроль радио-активных выбросов в окружающую среду при пожаре;

y защитить персонал/население от превышения установленных доз облучения.

Рис. 5.3.2.2 Испытание спринклерной системы на ТАЭС


29

- Обеспечивающие вентиляционные системыПриточно-вытяжная система вентиляции предназначена для соз-

дания воздухообмена и обеспечения требуемых пределов температуры внутреннего воздуха в помещениях 1, 2, 3, 4 каналов безопасности.

Вытяжная система предназначена для удаления воздуха из поме-щений аккумуляторных батарей 1, 2, 3, 4 каналов безопасности.

Система холодоснабжения предназначена для охлаждения при-точного воздуха систем вентиляции.

- Системы жизнеобеспечения БПУ, РПУСистемы обеспечения жизнедеятельности включают технологи-

ческие системы, дополнительное оборудование, снабжение и инструк-ции, предусмотренные на станции для создания безопасных нормаль-ных условий, при которых операторы могут управлять энергоблоком, а также поддерживать его в безопасном состоянии при экстремальных условиях на промплощадке и в аварийных режимах, включая аварии с разуплотнением первого контура.

5.3.4 Управляющие системы безопасности

Управляющие системы безопасности (УСБ) — это системы, пред-назначенные для инициирования действий систем безопасности, осу-ществления контроля и управления ими в процессе выполнения задан-ных функций.

В соответствии с концепцией глубоко эшелонированной защиты в проекте предусмотрены системы безопасности, предназначенные для выполнения следующих основных функций безопасности в условиях от-каза или проектной аварии:

y остановки реактора (с использованием любой из двух независи-мых систем управления реактивностью);

y обеспечения достаточности количества теплоносителя в реакторе; y обеспечения целостности первого контура (кроме аварий, для

которых исходным событием является разрыв трубопроводов первого контура);

y отвода тепла от активной зоны реактора; y отвода тепла от первого контура и его расхолаживание; y отвода тепла от отработанного топлива.

5.4 Пассивные системы безопасности

- Система аварийного охлаждения активной зоны, пассив-ная часть (см. рис. 5.4.1)

Пассивная часть системы аварийного охлаждения зоны предна-значена для подачи в реактор раствора борной кислоты с концентраци-ей не менее 16 г/кг и температурой не менее 20 °С при давлении в первом контуре менее 5,9 МПа в количестве, достаточном для охлаждения актив-ной зоны реактора до подключения насосов системы аварийного впры-ска низкого давления в проектных авариях с потерей теплоносителя.

- Система герметичных ограждений реакторного отделенияРис. 5.4.1 Трехмерная компоновка системы аварийного

охлаждения АЗ в составе РУ


30

5.5 Системы (технические средства) по управлению запроектными авариями (ЗПА)

- Система пассивного отвода тепла от защитной оболочкиСистема пассивного отвода тепла от защитной оболочки относится к техническим средствам преодоле-

ния запроектных аварий и предназначена для длительного (автономный режим — не менее 24 часов) отвода тепла от защитной оболочки при запроектных авариях.

Система обеспечивает снижение и поддержание в заданных проектом пределах давления внутри защит-ной оболочки и отвод конечному поглотителю тепла, выделяющегося под защитную оболочку, при запроектных авариях, включая аварии с тяжелым повреждением активной зоны.

- Система пассивного отвода тепла через парогенераторы (см. рис. 5.5.1)Система пассивного отвода тепла через парогенераторы предназначена для длительного отвода оста-

точного тепла активной зоны конечному поглотителю через второй контур при запроектных авариях. Система дублирует соответствующую активную систему отвода тепла к конечному поглотителю в случае невозможности выполнения ее проектных функций.

Рис. 5.5.1 СПОТ ПГ

- Система локализации расплава (см. рис. 5.5.2–5.5.3)Система (или устройство) локализации расплава — УЛР — является одним из технических средств, спе-

циально предусмотренных для управления тяжелыми запроектными авариями на внекорпусной стадии. В УЛР осуществляется прием, размещение и охлаждение расплава материалов активной зоны, внутрикорпусных устройств и корпуса реактора вплоть до полной кристаллизации.

1 – баки аварийного отвода тепла2 – паропроводы3 – трубопроводы конденсата4 – клапаны СПОТ ПГ5 – теплообменники СПОТ ЗО6 – ПГ 7 – отсечная арматура


Рис.5.5.3 Трехмерная модель УЛР Рис. 5.5.2 Монтаж корпуса УЛР

31

- Система удаления водорода из защитной оболочки (см. рис. 5.5.4 –5.5.5)Система контроля и удаления водорода из защитной оболочки состоит из двух независимых подсистем:

y системы удаления водорода из защитной оболочки; y системы контроля концентрации водорода под защитной оболочкой.

Система удаления водорода из защитной оболочки обеспечивает: y при проектных авариях поддержание концентраций водорода в смеси с водяным паром и воздухом ниже

концентрационных пределов распространения пламени в расчетном диапазоне изменения параметров среды в помещениях под защитной оболочкой;

y при запроектных авариях поддержание концентрации водорода на уровнях, исключающих детона-цию и развитие быстрого горения в больших объемах (соизмеримых с размерами основных отсеков контаймента).В состав оборудования системы удаления водорода входит комплект пассивных автокаталитических ре-

комбинаторов водорода (ПАРВ) и стенд для проведения контрольно-выборочных испытаний.

- Система химического связывания летучих форм йода

- Средства по аварийному снижению давления в 1 контуре

- Вентиляционная система для поддержания разрежения в пространстве между оболочками

- Система аварийного использования воды из шахты ревизии ВКУ

Система аварийного использования воды из шахты ревизии ВКУ предназначена для: y подачи борированной воды из шахты ревизии ВКУ в устройство локализации расплава при запроектных

авариях, связанных с плавлением активной зоны реактора и выходим расплава за пределы корпуса ре-актора;

y подачи в баки-приямки защитной оболочки раствора щелочи NaOH с целью снижения скорости образо-вания летучих форм йода внутри защитной оболочки;

Рис. 5.5.4 Расположение ПАРВ в ГО Рис.5.5.5 Смонтированный ПАРВ на ТАЭС


32

6. Система контроля и управления технологическими процессами (СКУ ТП)

6.1 Основные проектные подходы, реализованные в проекте СКУ АЭС

Система Контроля и Управления АЭС (СКУ АЭС) предназначена для контроля и управления основным и вспомогательными технологическими процессами и обеспечения безопасности во всех режимах работы энерго-блока, при нарушениях нормальной эксплуатации и авариях.

Принятые в проекте технические решения отвечают требованиям действующих нормативно-технических документов РФ и принятым в мировой и отечественной практике подходам.

В проекте СКУ АЭС были реализованы следующие подходы: y При создании управляющей системы безопасности, в соответствии с нормативными документами

ГАН РФ и рекомендациями МАГАТЭ, учитывались принципы: единичного отказа, отказа по общей причи-не, резервирования, физического разделения, независимости, разнообразия, безопасного отказа.

y СКУ АЭС построена как открытая для дальнейшей модернизации и наращивания система на всех уров-нях ее иерархии, что обеспечивается соответствием протоколов международным стандартам, унифика-ции интерфейсов и модульной структурой программно технических средств СКУ.

y Применяемые в СКУ АЭС технические средства имеют развитые средства самодиагностики, что позволя-ет значительно повысить готовность СКУ АЭС и станции в целом.

y СКУ АЭС строится на базе современных программируемых технических средств. y Применение современных инжиниринговых средств на базе высокопроизводительного аппаратно-

программного инжинирингового комплекса позволило достичь высочайшего качества проекта СКУ. y В соответствии с требованиями по безопасности в СКУ АЭС обеспечено физическое и функциональное

разделение между СКУ систем безопасности (СКУ СБ) и СКУ систем нормальной эксплуатации (СКУ НЭ).

Для обеспечения представления оперативному персоналу всей необходимой информации проектом предусмотрено широкое использование дисплейных пультов управления в сочетании с применением принци-пов иерархического и функционально ориентированного отображения информации.

В целях повышения готовности СКУ АЭС предусмотрено сохранение традиционных мозаичных панелей управления и средств индивидуального контроля и управления системами безопасности.

6.2 Иерархическая структура СКУ АЭС

СКУ АЭС имеет трехуровневую иерархическую структуру: y нижний уровень (уровень контроля, управления и защиты); y блочный уровень, реализующий информационные, управляющие и расчетные задачи и архивирование

данных, касающихся энергоблока в целом; y станционный уровень, реализующий общие для всех энергоблоков АЭС функции, контроль и управление

общестанционными системами.

Концепция трехуровневой иерархии реализуется в виде «информационной пирамиды», в которой мак-симум информации обрабатывается на более низких уровнях, а на более высокие уровни она передается в агре-гированном виде, что позволяет обеспечить оптимальное распределение выполняемых системой функций автоматизации.

В состав СКУ энергоблока входят следующие подсистемы СКУ: y Система контроля и управления систем безопасности (СКУ СБ); y Система контроля и управления нормальной эксплуатации (СКУ НЭ); y Система контроля и управления нормальной эксплуатации, важная для безопасности (СКУ ВБ); y Комплекс электрооборудования системы контроля, управления и защиты (КЭ СУЗ); y Система контроля, управления и диагностики реакторной установки (СКУД);

Проектные основыСистема контроля и управления технологическими процессами (СКУ ТП)

33

y Система диагностики основного технологического оборудования; y Автоматизированная система радиационного контроля (АСРК); y Автоматизированная система химконтроля (АСХК); y Управляющая система противопожарной защиты (УС ПЗ); y Система индустриальной антисейсмической защиты (СИАЗ).

6.3 СКУ нормальной эксплуатации (СКУ НЭ)

Архитектура СКУ НЭ представлена на Рис. 6.3.1. В архитектуре СКУ выделяются несколько подуровней, расширяющие 2 основных уровня СКУ блока:

верхний уровень: y уровень управления технологическим процессом;

нижний уровень: y уровень обработки информации; y уровень коммуникации; y уровень автоматизации; y уровень индивидуального управления; y уровень процесса (датчики и исполнительные механизмы).

СКУ НЭ и СКУ НЭ ВБ состоят из технических средств, выполняющих функции автоматизации основного технологического процесса, и специализированных подсистем СКУ, выполняющих локальные задачи автомати-зации, а также информационно-диагностических функций. Интеграция всех подсистем СКУ в единую СКУ стан-ции осуществляется путем применения высокопроизводительных сетевых средств.

Иерархическая структура СКУ нормальной эксплуатации

Рис. 6.3.1 Иерархическая структура СКУ нормальной эксплуатации


F

Традиционные средствауправления Уровень управления

процессом

Уровень коммуникации

Уровень обработки


Уровеньавтоматизации

Уровень процесса

Верхний ур

овень

Нижний уровень

0-100deg

mV10-50

В СКУ СБ

Уровеньиндивидуального

управления

34

6.4 СКУ систем безопасности (СКУ СБ)

Архитектура СКУ безопасности представлена на Рис. 6.4.1.

Рис. 6.4.1 Иерархическая структура СКУ безопасности

В архитектуре СКУ безопасности выделяются несколько подуровней, расширяющие 2 основных уровня СКУ блока:

верхний уровень: y уровень управления технологическим процессом;

нижний уровень: y уровень обработки информации; y уровень коммуникации; y уровень автоматизации; y уровень индивидуального управления; y уровень процесса (датчики и исполнительные механизмы).

В СКУ СБ используется принцип интеграции в единой системе функций защиты реактора и управления технологическими системами безопасности.

В соответствии с технологическим разделением управляющие системы безопасности имеют четырех-канальную структуру. Принцип разнообразия реализуется посредством функционального и технического разнообразия. Применение диверситетного подканала, построенного на традиционных средствах СКУ с «жест-кой логикой», позволило резко снизить вероятность отказа технических средств СКУ СБ по причине отказов программного обеспечения.


F

Панели безопасности

Уровень управленияпроцессом


Уровень обработки


Уровеньавтоматизации

Уровень процесса

Верхний уровень

Нижний уровень

0-100deg

mV10-50

Уровеньиндивидуального

управления

К терминальнойшине

Сервисная станция

Интерфейсныйкомпьютер Шлюз

К сетям СКУ НЭ

Компьютеры приема ифункциональной обработки

Формирователи сигналов Блоки приоритетногоуправления

Компьютеры управленияисполнительными механизмами

К сетевымустройствам

уровнякоммуникации К сетевым

устройствамуровня

коммуникации

Диверситетная СКУ СБ

35

7. Электрическая часть АЭС (на примере ЛАЭС-2)

7.1 Описание электрической системы АЭС

Электрические системы АЭС состоят из системы выработки и выдачи мощности в энергосистему и систе-мы электроснабжения собственных нужд (см. рис. 7.1.1).

Система выработки и выдачи мощности осуществляет выдачу мощности станции в линии электропе-редач энергосистемы, рабочее и резервное питание системы собственных нужд. В состав системы входят ге-нераторы, повышающие трансформаторы, оборудование цепей генераторного напряжения, распределитель-ные устройства высокого напряжения, рабочие, резервные и общестанционные трансформаторы собственных нужд, автотрансформатор связи.

Рис. 7.1.1 Принципиальная электрическая схема энергоблоков 1-2 ЛАЭС-2

Проектные основыЭлектрическая часть АЭС (на примере ЛАЭС-2)

36

Рис. 7.1.2 Принципиальная электрическая схема подключения дизель-генератора 1 блока ЛАЭС-2


37

7.2 Система собственных нужд энергоблока

Система собственных нужд энергоблока (см. рис. 7.2.1) осуществляет электроснабжение технологических систем нормальной эксплуатации и систем, важных для безопасности, включая систему безопасности, системы управления и контроля реакторной и турбогенераторной установок (классы 4Н, 3Н и 2О), обеспечивающих:

y работу в нормальных условиях эксплуатации; y расхолаживание и перевод реактора в безопасное подкритичное состояние и поддержание его в этом

состоянии в условиях нормальной эксплуатации, аварийных ситуациях, авариях, а также управление за-проектными авариями;

y контроль за состоянием реакторной установки и необходимое управление и контроль за выполнением основных функций безопасности в случае потери всех внешних источников электроснабжения — рабо-чих и резервных и отказа дизель-генераторов;

y сохранность основного оборудования при потере рабочих и резервных источников питания.

На энергоблоке предусматриваются следующие системы электроснабжения потребителей собственных нужд: y система нормальной эксплуатации, обеспечивающая потребителей третьей группы (СНЭ), y система надежного электроснабжения нормальной эксплуатации систем, важных для безопасности (СНЭ

НЭ), обеспечивающая потребителей второй и первой группы нормальной эксплуатации, y система аварийного электроснабжения (САЭ), обеспечивающая потребителей второй и первой группы

системы безопасности.

В соответствии с основными решениями, принятыми в технологической части, по разделению активных технологических систем, важных для безопасности, на четыре канала, каждый из которых дублирует другой по составу оборудования и выполняемой функции, аналогичное деление на четыре канала выполнено в схеме ава-рийного электроснабжения.

Структура системы электроснабжения определена требованиями, предъявляемыми к электроснабже-нию со стороны технологических систем нормальной эксплуатации, систем, важных для безопасности, систем безопасности, в соответствии с чем потребители с.н. разделяются на следующие группы по бесперебойности электроснабжения:

y первая группа — потребители переменного и постоянного тока, не допускающие по условиям безопас-ности или сохранности оборудования перерывы питания более чем на доли секунды во всех режимах, включая режим полного исчезновения напряжения от рабочих и резервных источников внешнего элек-троснабжения, и требующие обязательного наличия напряжения после срабатывания аварийной защи-ты (АЗ) реактора,

y вторая группа — потребители переменного тока, допускающие перерывы в электроснабжении на вре-мя, определяемое условиями безопасности и сохранности основного оборудования, и требующие обя-зательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора,

y третья группа — потребители, не предъявляющие повышенных требований к электроснабжению, допу-скающие перерывы на время АВР и не требующие электропитания после срабатывания АЗ.


38

Рис. 7.2.1 Принципиальная схема собственных нужд

ГЕНЕРАТОР ТРАНСФОРМАТОРСН

БЛОЧНЫЙ ТРАНСФОРМАТОР

РЕЗЕРВНЫЙТРАНСФОРМАТОРСН

ТРАНСФОРМАТОРСН

СИ

СТЕ

МА

НО

РМА

ЛЬ

НО

ЙЭ

КСП

ЛУА

ТАЦ

ИИ СРЕДНЕЕ

НАПРЯЖЕНИЕ

НИЗКОЕНАПРЯЖЕНИЕ

СИ

СТЕ

МА

НА

ДЕЖ

НО

ГОП

ИТА

НИ

Я

СИ

СТЕ

МА

АВА

РИЙ

НО

ГОЭЛ

ЕКТР

ОС

НА

БЖ

ЕНИ

Я

СРЕДНЕЕНАПРЯЖЕНИЕ


СРЕДНЕЕНАПРЯЖЕНИЕ


БЕЗПЕРЕБОЙНОЕЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ

ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОР

ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОР

АБ

АБ

БЕЗПЕРЕБОЙНОЕЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ


39

8. Экологическая безопасностьРазмещение площадки в данном районе согласовано с админи-

страцией Ленинградской области и г. Сосновый Бор. Декларация о на-мерениях инвестирования в строительство ЛАЭС-2 одобрена прави-тельством Ленобласти.

ЛАЭС-2 предполагается разместить в районе действующей ЛАЭС, энергоблоки которой подлежат замещению после вывода из эксплуатации.

Проект ЛАЭС-2 выполнен в соответствии с требованиями приро-доохранного законодательства и нормативных документов, действую-щих в России, и с учетом рекомендаций МАГАТЭ.

Характерными особенностями данного проекта являются нали-чие в рассматриваемом районе высокой техногенной и антропогенной нагрузки существующей ЛАЭС с реакторами РБМК-1000, комплекса соо-ружений НИТИ, предприятия «Радон», других промышленных сооруже-ний, акватории Финского залива и г. Сосновый Бор.

Рассмотрение природных и экологических характеристик вы-полнено для приоритетной площадки строительства с учетом действу-ющей ЛАЭС и промышленных объектов района размещения, социально-экономических условий жизни населения, его здоровья.

Проектные основыЭкологическая безопасность

СПбАЭП сегодняВ настоящее время инжиниринговая компания «СПбАЭП»

является генеральным проектировщиком и генеральным под-рядчиком строящейся Ленинградской АЭС-2 с реакторами типа ВВЭР-1200. По проекту компании сооружается 4-й блок Белояр-ской АЭС с реактором типа БН-800. Кроме того, СПбАЭП разра-батывает перспективный проект БН-1200. Компания выступает генеральным проектировщиком Балтийской АЭС с реактором типа ВВЭР-1200 в Калининградской области, интересной тем, что впервые в истории отечественной атомной энергетики к строи-тельству АЭС приглашаются частные иностранные инвесторы. В августе 2010 года в Исламской республике Иран состоялся энер-гетический пуск АЭС «Бушер» с реактором типа ВВЭР-1000, где СПбАЭП проектировал машинный зал. В родном городе СПбАЭП проектирует важный для развития энергетики Санкт-Петербурга объект — Юго-Западную ТЭЦ, первый пусковой комплекс кото-рой введен в эксплуатацию в декабре 2010 года. Помимо этого, СПбАЭП участвует в модернизации и продлении сроков эксплу-атации действующих энергоблоков Кольской, Белоярской, Кур-ской, Смоленской, Ленинградской АЭС и других энергетических объектов России.

Контактная информация

191036, Санкт-Петербург, ул. 2-я Советская, дом 9/2а, тел.: (812) 717-21-96, факс: (812) 600-68-10.

e-mail: [email protected]

www.spbaep.ru

Documents

2011 - Проект АЭС-2006 (СПбАЭП)