Содержание

3

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

ВведениеВ

веде

ние

4

ОАО «Атомэнергопроект» – инжиниринговая компания, генеральный проектировщик атомных электростанций . Осуществляет полный комплекс проектно-изыскатель-ских работ по сооружению и модернизации АЭС, вклю-чая работы по выбору площадки для строительства, разработке проектной и рабочей документации, автор-скому 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 .

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» уча-ствует в проектном сопровождении действующих энерго-блоков, построенных по проектам компании .

В 2007 году компания приступила к сооружению Нововоронежской АЭС-2 (НВАЭС-2) .

НВАЭС-2 – атомная станция нового поколения, соору-жается по разработанному ОАО «Атомэнергопроект» проекту «АЭС-2006», в котором применена реакторная установка ВВЭР-1200 . Это эволюционное развитие про-екта «АЭС-92» с ВВЭР-1000 . Проект «АЭС-92» соответ-ствует всем российским и международным требованиям безопасности . 24 апреля 2007 года компании, как гене-

ральному проектировщику, был вручен сертификат соот-ветствия проекта «АЭС-92» всем современным техниче-ским требованиям Клуба Европейских эксплуатирующих организаций (EUR) к АЭС с легководными реакторами нового поколения .

Разработчики 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

Нововоронежская АЭС-2, энергоблок № 1. Май 2010 г.

Технология ВВЭР

Техн

олог

ия В

ВЭ

Р

5

Основными технологическими составляющими АЭС являются ядерный остров и традиционный остров (рис .1) .

Ядерный остров объединяет основные и вспомога-тельные технологии преобразования ядерной энергии в тепловую, а также технологии, обеспечивающие ядер-ную и радиационную безопасность этого преобразова-ния .

Традиционный остров объединяет технологии тради-ционной тепловой электростанции – преобразование тепловой энергии в электрическую и тепловую . Включает в себя турбогенераторную, электротехническую и тепло-фикационную части .

Турбогенераторная часть обеспечивает преобразование тепловой энергии в электрическую .

Электротехническая часть преобразует значения пара-метров электроэнергии на клеммах основного генера-тора 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

Принципиальная технологическая схема Нововоро неж-ской АЭС-2 представлена на рис . 2 .

Центральное место на ядерном острове занимает реак-торное отделение, в котором располагаются реакторная установка, технологическое и электрическое оборудова-ние систем безопасности и нормальной эксплуатации, системы управления, системы вентиляции и отопления .

Центральное место на традиционном острове занимает машинный зал, в котором находятся основная турбо-генераторная установка, конденсационная установка, системы основного конденсата, системы регенеративно-го подогрева, системы питательной воды, теплофикаци-онные установки и другие системы, обеспечивающие их функционирование во всех режимах .

Тепловая схема реакторной установки – двухконтурная .

Первый контур состоит из водо-водяного энергетиче-ского реактора на тепловых нейтронах (ВВЭР), четырех главных циркуляционных петель, парового компенсатора давления . В состав каждой циркуляционной петли вхо-дят: парогенератор (ПГ), главный циркуляционный насо-сный агрегат (ГЦНА), связанные с реактором «холодной» и «горячей» нитками главного циркуляционного трубо-провода (ГЦТ) .

Принципиальная компоновка первого контура реактор-ной установки представлена на рис . 3 .

Второй контур — нерадиоактивный . Состоит из паро-производительной части парогенераторов, паропрово-дов свежего пара, одного турбоагрегата, включающего

Техн

олог

ия В

ВЭ

Р

6

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема НВ АЭС-2 (проект АЭС-2006)

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 циркуля-ционному трубопроводу четырех параллельных циркуляционных петель поступает в трубчатку парогенератора, где отдает свою энергию теплоносителю второго контура, производя пар (рабочее тело) второго контура . Пройдя паро-генератор «охлажденный» теплоноситель первого контура по главному циркуляционному трубопроводу возвраща-ется в реактор для повторного нагрева . Циркуляция в петлях осуществляется четырьмя главными циркуляционными насосными агрегатами .

Техн

олог

ия В

ВЭ

Р

7

Рис. 2. Принципиальная технологическая схема НВ АЭС-2 (проект АЭС-2006)

Техн

олог

ия В

ВЭ

Р

8

Рис. 3. Принципиальная компоновка первого контура РУ

Архитектурно-планировочные решения

Арх

итек

турн

о-пл

анир

овоч

ные

реш

ения

9

Генеральный план НВАЭС-2Генеральный 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 тра-диционного 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 %

Рис. 4. Схема Генерального плана НВАЭС-2

– Ядерный остров

– Традиционный остров

Арх

итек

турн

о-пл

анир

овоч

ные

реш

ения

10

Архитектурно-строительные решения

Проект НВАЭС-2 – это проект унифицированной АЭС, обеспечивающий возможность строительства референ-тных атомных станций в районах с различными природ-но-географическими условиями и техногенными воздей-ствиями . Предназначен для реализации на площадках с девятью типами различных оснований – от скальных до мягких грунтов – с сейсмическими воздействиями, харак-терными для России и Европы . При строительстве АЭС на площадках, характеризующихся более интенсивными внешними воздействиями, проектом предусмотрена воз-можность усиления конструкций без изменения компоно-вочных решений зданий и сооружений . Расчетный срок службы строительных конструкций – 100 лет .

Основными строительными объектами являются: здание реакторного отделения, вспомогательное реакторное здание, здания аварийного электроснабжения, здание основной турбогенераторной установки (рис . 5) .

Здание реакторного отделения является основным зданием АЭС, вокруг которого располагаются остальные здания и сооружения ядерного острова . В здании разме-

щаются ядерная паропроизводящая установка и систе-мы ее аварийного расхолаживания .

Двойная защитная оболочка (контейнмент) исключает выход радиоактивности в окружающую среду и служит физической защитой от природных катаклизмов и техно-генных аварий .

Во вспомогательном реакторном здании размеща-ются вспомогательные системы первого контура, систе-мы спецгазо- и спецводоочистки, системы переработки отходов, вентиляционные системы зоны контролируемо-го доступа .

Здания аварийного электроснабжения являются ава-рийными электростанциями, обеспечивающими незави-симую работу каналов безопасности с активными эле-ментами безопасности, т .е . элементами, для работы которых необходима электроэнергия . Здания расположе-ны отдельно друг от друга на расстоянии, исключающем возможность их одновременного поражения в случае падения самолета .

В здании основной турбогенераторной установки находится турбина, генератор и их вспомогательные системы .

Рис. 5. Фасад основных зданий НВАЭС-2

Вспомогательное реакторное здание

Здание реакторной установки

Здание основной турбогенераторной установки

Ядерный остров

Реа

ктор

ная

част

ь Я

дерн

ый

остр

ов

11

РеакторРеактор представляет собой вертикальный цилиндри-ческий сосуд, внутри которого в специальной сталь-ной шахте размещается активная зона, состоящая из 163 тепловыделяющих сборок (ТВС) . Каждая ТВС содер-жит тепловыделяющие элементы (твэлы) и каналы для поглощающих стержней системы управления и защиты (ПС СУЗ) .

В РУ В-392М применены ТВС нового поколения (ТВС-2), отличающиеся повышенной стойкостью к изменению формы при больших выгораниях урана в ядерном топли-ве .

ГЦНАГлавный циркуляционный насосный агрегат представля-ет собой вертикальный центробежный одноступенчатый насосный агрегат ГЦНА-1391, состоящий из корпуса, выемной части, электродвигателя, верхней и нижней про-ставок, опор и вспомогательных систем .

ПарогенераторПарогенератор представляет собой теплообменный аппарат, в котором горизонтально расположенные тепло-обменные трубки полностью погружены в теплоноситель второго контура . Внутри теплообменных трубок циркули-рует теплоноситель первого контура .

Реакторная установкаВ проекте НВАЭС-2 используется реакторная установ-ка (РУ) В-392М, включающая в себя реактор, парогене-раторы, главные циркуляционные насосные агрегаты, компенсатор давления, главные циркуляционные трубо-проводы, емкости системы аварийного залива активной зоны .

По сравнению с РУ В-320 (проект «АЭС У-87») в проект РУ В-392М внесен ряд конструктивных усовершенство-ваний: • улучшены ядерно-физические свойства активной зоны

реактора благодаря переходу на уран-гадолиниевое топливо, при этом возможность использования сущест-вующего топлива сохранена;

• обеспечены отрицательные коэффициенты реактивно-сти в более широком диапазоне технологических пара-

метров; • применены новые системы контроля и диагностики

оборудования, трубопроводов первого контура и арма-туры;

• усовершенствованы системы нейтронного и радиаци-онного контроля за состоянием активной зоны реакто-ра;

• продлен срок службы основного оборудования РУ до 60 лет;

• увеличена максимальная величина выгорания топлива до 70 МВт-сут/кгU;

• снижена длительность простоев и повышен коэффици-ент использования установленной мощности (КИУМ) .

Основные 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)

До 70 МВт-сут/кгU

Срок службы оборудования РУ 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 .

Тип парогенератора ПГВ-1000 МКП

Паропроизводительность парогенератора в номинальном режиме 1600 т/ч

Наружный диаметр корпуса парогенератора (центральная часть) 4,29 м

Тип главного циркуляционного насосного агрегата (ГЦНА) ГЦНА-1391

Подача ГЦНА 22000 м3/ч

Напор ГЦНА 0,59 МПа

Реа

ктор

ная

част

ь Я

дерн

ый

остр

ов

12

Рис. 6. Система пассивного отвода тепла

Системы безопасностиЦелевые ориентиры при проектировании систем без-опасности:• Качественные показатели безопасности:

– гибридность систем безопасности (функции без-опасности должны выполняться как активными, так и пассивными элементами безопасности);

• Количественные показатели безопасности: – расчетные значения вероятности тяжелого поврежде-ния активной зоны реактора по всем исходным собы-тиям – не более 10-6 за реактор-год; – расчетная вероятность серьезных чрезвычайных ситуаций с выходом радиоактивности в окружающую среду – не более 10-7 за реактор-год .

• Минимальное влияние человеческого фактора (ошиб-ки, ошибочные решения, бездействие персонала) на показатели безопасности .

• Минимальное влияние отказов обеспечивающих и управляющих систем безопасности (обесточива-ния в энергосистеме, отказ источников охлаждающей воды) на показатели безопасности .

• Экономическая конкурентоспособность проекта .

Безопасность НВАЭС-2 обеспечивается широко приме-няемой в мире концепцией глубоко эшелонированной защиты .

Проект систем безопасности НВАЭС-2 базируется на следующих основных принципах:• принцип избыточности;• принцип разнообразия;• принцип безопасного совмещения функций;• принцип использования атмосферы в качестве непо-

средственного конечного поглотителя тепла .

Полная реализация этих принципов позволила значи-тельно снизить вероятность возникновения чрезвычай-ных ситуаций при потере внешнего электроснабжения, отказах аварийного электроснабжения и природных ката-клизмах, приводящих к длительной потере внешней вод-ной среды как конечного поглотителя тепла .

ИнновацииПассивные технологии• В состав систем безопасности входят новые пассивные

технологии: • система пассивного отвода тепла; • пассивный залив активной зоны (гидроемкости первой

и второй ступени); • система пассивной фильтрации межоболочечного про-

странства; • пассивная локализация и удержание расплавленных

материалов активной зоны (кориума) .

Система пассивного отвода тепла (СПОТ) обеспечива-ет длительный отвод остаточных тепловыделений актив-ной зоны реактора в условиях отсутствия всех источни-ков электроснабжения (рис . 6) .

Реа

ктор

ная

част

ь Я

дерн

ый

остр

ов

13

СПОТ работает во всех режимах эксплуатации АЭС как автономно, так и в сочетании с другими системами нор-мальной эксплуатации и системами безопасности .

Система пассивного отвода тепла состоит из четырех независимых контуров естественной циркуляции, под-ключенных к парогенераторам со стороны второго конту-ра — по одному на каждый парогенератор . Каждый кон-тур включает в себя теплообменные модули, трубопро-воды пароконденсатного тракта, соединяющие теплооб-менные модули с парогенератором, воздуховоды, подво-дящие воздух окружающей среды и отводящие нагретый воздух от теплообменных модулей, пассивные устройст-ва прямого действия, регулирующие расход воздуха .

Система гидроемкостей первой ступени обеспечивает экстренную подачу раствора борной кислоты в активную зону реактора при течах теплоносителя из первого конту-ра через разрывы большого сечения .

Система гидроемкостей второй ступени обеспечивает подачу раствора борной кислоты в активную зону реакто-ра при падении давления в первом контуре ниже 1,5 МПа .

Система гидроемкостей первой и второй ступени пред-ставлена на рис . 7 .

Рис. 7. Гидроемкости первой и второй ступени

Реа

ктор

ная

част

ь Я

дерн

ый

остр

ов

14

Устройство локализации и удержания расплавленной активной зоны (кориума) (рис . 9) предназначено для:• приема и размещения расплава, твердых фрагментов

активной зоны и конструкционных материалов реакто-ра (кориума);

• устойчивого отвода тепла от кориума к охлаждающей воде;

• исключения выхода радиоактивности за границы зоны локализации;

• исключения самопроизвольной цепной реакции в кори-уме;

• минимизации выноса радиоактивных веществ и водо-рода в пространство герметичной оболочки .

Устройство локализации расплава активной зоны пред-ставляет собой корпус, установленный на опорах на дне бетонной шахты реактора . Корпус наполнен неметалли-ческими 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 .

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 .

Рис. 8. Система пассивной фильтрации межоболочечного пространства

Реа

ктор

ная

част

ь Я

дерн

ый

остр

ов

Рис. 9. Устройство локализации расплава активной зоны

15

Активные технологииСистема аварийного и планового расхолаживания первого контура и охлаждения бассейна выдержки (рис . 10) предназначена для выполнения следующих фун-кций безопасности: • подачи воды в активную зону реактора в режимах, свя-

занных с разуплотнением первого контура; • обеспечения аварийного отвода тепла, поступившего

в пространство защитной оболочки, к промежуточному контуру для последующей передачи этого тепла конеч-ному 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 .

Кроме того, система выполняет следующие функции нор-мальной эксплуатации: • плановое расхолаживание первого контура во время

останова реакторной установки и отвод остаточных тепловыделений при проведении перегрузки активной зоны;

• отвод тепла от бассейна выдержки .

Реа

ктор

ная

част

ь Я

дерн

ый

остр

ов

16

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 трубопрово-дов ПГ, а также при разуплотнении первого контура .

Рис. 10. Система аварийного и планового расхолаживания первого контура и охлаждения бассейна выдержки

Рис. 11. Схема аварийного расхолаживания одного парогенератора

Турбогенераторная часть

Турб

оген

ерат

орна

я ча

сть

Тра

дици

онны

й ос

тров

17

ТурбоустановкаПаровая конденсационная модифицированная турбо-установка К-1200-6,8/50 с промежуточной сепарацией и двухступенчатым перегревом пара, рабочей часто-той вращения 50 с-1 предназначена для непосредствен-ного привода основного генератора переменного тока типа ТЗВ-12002У3, монтируемого на общем фундаменте с турбиной .

Конструктивная схема турбины: 2ЦНД+ЦВД +2ЦНД .

Вспомогательные системыСистема главных паропроводовСистема главных паропроводов осуществляет подачу острого пара, генерируемого в парогенераторах реактор-ной установки к турбине .

В состав системы главных паропроводов входят паропро-воды высокого давления, импульсно-предохранительные устройства парогенераторов (ИПУ ПГ), быстродейству-ющие запорно-отсечные клапаны (БЗОК) с управляю-щей арматурой, отсечная электроприводная арматура и быстродействующие редукционные установки (БРУ) . БРУ обеспечивают сброс острого пара в атмосферу (БРУ-А), в конденсаторы турбины (БРУ-К), а также сни-жение параметров острого пара до параметров «собст-венных нужд» (БРУ-СН) . Кроме того, на каждом паропро-воде высокого давления перед стопорно-регулирующими клапанами турбины устанавливается главная паровая задвижка .

Конденсационная установкаКонденсационная установка обеспечивает конденсацию отработанного в основной турбине пара и поддержание необходимого разрежения на выходе турбины . Она вклю-чает в себя главный конденсатор и вспомогательные под-системы .

Главный конденсатор турбины состоит из четырех (по числу цилиндров низкого давления) двухпоточных одно-ходовых (по охлаждающей воде) теплообменников, охла-ждающие трубки которых расположены перпендикулярно к оси турбины .

Теплообменники объединены в две конденсаторные груп-пы (по два теплообменника в каждой) вдоль вала турбо-агрегата – до и после ЦВД (рис . 12) .

Двухпоточная конструкция каждого теплообменника позволяет осуществить отключение одного из потоков охлаждающей воды на работающей турбине для опре-деления присосов охлаждающей воды, глушения повре-жденных трубок или очистки трубок .

Каждый теплообменник представляет собой рекупе-ратор поверхностного типа . Теплопередающая повер-хность образована титановыми трубками, размещен-ными в паровом пространстве . По трубкам циркулирует сетевая вода, охлаждаемая в градирнях .

Удаление неконденсируемых газов из главного конден-сатора, необходимое для предотвращения ухудшения вакуума, осуществляется специальными водокольцевы-ми вакуумными насосами .

Рис. 12. Схема расположения корпусов конденсатора

А – подвод охлаждающей воды В – слив охлаждающей воды

Система основного конденсатаСистема основного конденсата состоит из двух групп конденсатных насосов: насосов первой ступени и насо-сов второй ступени . Каждая группа состоит из трех насо-сов: два – рабочих, третий – резервный .

Система регенеративного подогреваСистема регенеративного подогрева обеспечивает подо-грев питательной воды до 220°С .

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, трубо-проводы и арматура .

Система питательной водыСистема питательной воды состоит из деаэратора, пяти основных питательных электронасосов, двух вспомога-тельных питательных насосов, арматуры и трубопрово-дов .

Предназначена для деаэрации основного конденсата и подпиточной воды и подачи питательной воды в паро-генераторы реакторной установки во всех режимах нор-мальной эксплуатации .

Теплофикационная частьТе

плоф

икац

ионн

ая ч

асть

18

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 кон-тур, 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 сете-вым подогревателям; сетевые подогреватели, в которых осуществляется нагрев сетевой воды; сетевые насосы, под-ающие горячую сетевую воду в районные пункты теплоснабжения; прямые и обратные сетевые трубопроводы; регу-лирующую и запорную арматуру; соответствующие контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации .

Турбинная установка способна обеспечить подачу тепла до 300 МВт .

Главная электрическая схема

Электротехническая часть

Эле

ктро

техн

ичес

кая

част

ь

Основной турбогенераторВ 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 конструк-ция, кроме эффективного охлаждения, обеспечивает высокую плотность и стабильность прессованного сердечника, исключает возможность местного передавливания изоляционного покрытия листов активной стали, наблюдающего-ся в турбогенераторах с газовым охлаждением традиционного исполнения .

Принципиальная схема электрической части энергоблока представлена на рис . 13 .

Схема собственных нужд

Рис. 13. Принципиальная схема электрической части энергоблока

19

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 услови-

ями 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) .

Рис. 14. Принципиальная схема собственных нужд энергоблока

Эле

ктро

техн

ичес

кая

част

ь

Принципиальная схема собственных нужд энергоблока представлена на рис . 14 .

20

Рис. 14. Принципиальная схема собственных нужд энергоблока

Эле

ктро

техн

ичес

кая

част

ь

21

Рис. 15. Структурная схема АСУ ТП

АС

У Т

ПАвтоматизированная система управления

технологическими процессами

22

Структура АСУ ТП Структурная схема АСУ ТП представлена на рис . 15 .

Рис. 15. Структурная схема АСУ ТП

АС

У Т

П

Автоматизированная система управления технологическими процессами

23

АС

У Т

П

24

Автоматизированная система управления технологиче-скими процессами (АСУ ТП) предназначена для: • автоматизированного управления всеми технологиче-

скими 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 .

АСУ ТП представляет собой распределенную в простран-стве по функциям и техническим средствам систему, которая принимает и обрабатывает около 8000 сигналов . Кроме того, выдает управляющие команды на не менее чем 5000 исполнительных механизмов .

В состав АСУ ТП входят следующие основные подсисте-мы:• система верхнего блочного уровня (СВБУ):• управляющая система безопасности (УСБ);• управляющая система нормальной эксплуатации

(УСНЭ) .

Система верхнего блочного уровня предназначена для: • централизации представления информации по энер-

гоблоку путем объединения всех программно-техниче-ских комплексов и подсистем для контроля и управле-ния;

• дистанционного управления оборудованием нормаль-

ной эксплуатации и оборудованием, совмещающим функции безопасности и нормальной эксплуатации;

• перенастройки изменений в АСУ ТП .

Управляющая система безопасности обеспечивает сра-батывание аварийной и предупредительной защиты реак-тора, а также выработку инициирующих сигналов на запуск исполнительных механизмов систем безопасности .

Управляющая система безопасности состоит из автоном-ных каналов безопасности . В каждом канале предусма-тривается резервирование и дублирование технических средств контроля и управления .

Управляющая система нормальной эксплуатации состоит из:

• системы контроля и управления оборудованием реак-торного отделения;

• системы контроля и управления оборудованием турбин-ного отделения (СКУ ТО) . СКУ ТО обеспечивает контр-оль и управление технологическим оборудованием основного генератора, а также температурный контр-оль генератора во всех режимах эксплуатации АЭС;

• системы радиационного контроля (СРК), предназна-ченной для контроля за радиационной обстановкой в помещениях энергоблока . СРК также обеспечивает сбор, обработку, хранение и представление полученной информации, в том числе в СВБУ;

• системы регистрации параметров эксплуатации, пред-назначенной для сбора и хранения информации при возможных нарушениях в работе АЭС;

• системы автоматической противопожарной защиты .

Блочный пункт управления (БПУ)

Резервный пункт управления (РПУ)

Рабочее место оператора реакторного отделения состо-ит из двух зон – зоны панелей безопасности и зоны нор-мальной эксплуатации (рис . 16) .

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 .

Рис. 16. Блочный пункт управления

В случае поражения БПУ управление энергоблоком осу-ществляется с резервного пункта управления .

В РПУ расположены панели безопасности, аналогичные тем, которые расположены в БПУ, автоматизированное

рабочее место для управления системами нормальной эксплуатации .

Резервный пункт управления оборудуется специальным устройством для перевода прав обслуживания с БПУ на РПУ .

Экологическая безопасность проекта НВАЭС-2

Эко

логи

ческ

ая б

езоп

асно

сть

прое

кта

НВ

АЭ

С-2

25

Нововоронежская АЭС-2 размещается в Каширском рай-оне Воронежской области, в 900 м к востоку от действу-ющей Нововоронежской АЭС . Более 80 % территории занимают сельскохозяйственные угодья . В регионе про-текает река Дон, преобладающее направление тече-ния — с севера на юг, основные притоки — реки Воронеж, Еманча, Нижняя Девица, Хворостань, Потудань . На тер-ритории региона много мелких, пересыхающих водото-ков, а также естественных озер и староречий .

Начиная с 1994 года в регионе проводятся комплексные экологические исследования .

Исследования наземных экосистем включают:• полевые исследования ландшафтов, почв, раститель-

ности, животного мира и оценку текущего экологиче-ского состояния экосистем естественного и искусствен-ного происхождения;

• получение исходных данных для выполнения прогноз-ных оценок экологического состояния рассматривае-мых экосистем;

• разработку рекомендаций по предупреждению возмож-ных и устранению отмеченных негативных тенденций .

Исследования водных экосистем включают:• гидрохимические исследования качества воды в вод-

ных объектах региона; • гидробиологические исследования режима водных объ-

ектов регионов; • получение исходных данных для выполнения прогноз-

ных оценок экологического состояния рассматривае-мых экосистем;

• разработку рекомендаций по предупреждению и устра-нению возможных отмеченных негативных тенденций .

Оценка экологической безопасности проекта Нововоро-нежской АЭС-2 показала, что ввод в эксплуатацию энер-гоблоков НВАЭС-2 не приведет к изменениям в состоя-нии окружающей среды .

ЗаключениеЗ

аклю

чени

е

26

Наиболее универсальным и обобщающим показателем для оценки уровня безопасности любой АЭС является кри-терий вероятности повреждения активной зоны реактора, позволяющий сравнивать самые разные проектные реше-ния, а современная методология и база данных по оборудованию, системам, человеческому фактору и т . д . обеспе-чивают 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

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 .

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 эксплу-атации;

• исключение немедленных действий персонала при возникновении чрезвычайных ситуаций за счет присущей тех-нологии 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 исключе-ние 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 рос-сийское оборудование, при этом его технические решения позволяют, как правило, применять альтернативные поставки без существенного изменения объемно-планировочных и трассировочных решений .