Реактор большой мощности канальный. Реактор большой мощности канальный Аэс с реакторами рбмк

Реактор размещен в бетонной шахте квадратного сечения размером 21,6´21,6´25,5 м. На рисунках 1.3 и 1.4 показаны металлоконструкции реактора РБМК-1000, которые расположены в бетонной шахте.

По обе стороны ЦЗ симметрично вертикальной плоскости, проходящей через центр реактора и направленной в сторону БВ, расположены помещения основного оборудования: петель ГЦН, БС, шахты опускных трубопроводов, помещения коллекторов ГЦН.

Над сепараторами размещены паровые коллекторы. Под плитным настилом расположены коммуникации трубопроводов ПВК.

Трубопроводы НВК размещены в помещениях РГК и под схемой «ОР».

Передача усилий от веса внутренних узлов, сборок и коммуникаций реактора на бетон, а также герметизация внутренней полости реактора осуществляется с помощью сварных МК, одновременно выполняющих роль биологической защиты . К металлоконструкциям относятся следующие конструктивные элементы: Схемы «С», «ОР», «КЖ», «Л» и «Д», «Е», «Г», плитный настил, «Э». Все перечисленные схемы представлены на продольном разрезе реактора (см. на рис. 1.4).

Металлоконструкция схемы «С»

Металлоконструкция схемы «С» (см. рис. 1.5) является основной опорной металлоконструкцией для схемы «ОР». Выполнена в виде креста из двух плит высотой 5,3 м, усиленных вертикальными ребрами жесткости. Передает вес от нижней металлоконструкции схемы «ОР», графитовой кладки и НВК на закладные части крестообразной фундаментной плиты из жаропрочного железобетона на отметке +11,21 м.

Две отдельно стоящие стойки служат опорами боковой биологической защиты.

Рис. 1.3. Реактор РБМК-1000

Рис. 1.4. Продольный разрез реактора РБМК-1000

Рис. 1.5. Металлоконструкция схемы «С»

Схема «С» собирается с помощью фланцевых болтовых соединений из балок-стоек высотой 5 м, расположенных по двум взаимно перпендикулярным плоскостям в виде креста.

Верхняя часть схемы «С» имеет выступы и подогнана по поверхности контакта с нижней плитой схемы «ОР».

Все детали изготовлены из стали 10ХСНД, поверхности металлизированы алюминием (0,15¸0,25 мм.) и окрашиваются органосиликатным покрытием.

Окружающая среда – воздух с относительной влажностью до 80%, и температурой до 270°С.

Металлоконструкция схемы «ОР»

Металлоконструкция схемы «ОР» (см. рис. 1.6) выполнена в виде барабана диаметром 14,5 м и высотой 2 м, собрана из трубных плит и обечайки. Служит опорой для графитовой кладки, схемы «КЖ» и коммуникаций низа реактора, является нижней биологической защитой реактора. Ребра жесткости образующие центральный крест совпадают с аналогичными ребрами МК схемы «С».

Рис. 1.6. Металлоконструкция схемы «ОР»

Металлоконструкция схемы «ОР» соединена с корпусом боковой биозащиты двумя (верхним и нижним) сильфонными компенсаторами, обеспечивающими компенсацию температурных расширений конструкций и герметичность N 2 -Не и N 2 полостей.

В МК схемы «ОР» расположены:

Нижние тракты технологических и специальных каналов;

Гильзы термопар МК;

Трубы подвода азотно-гелиевой смеси во внутреннюю полость реактора;

Трубы отвода ПГС из полости реактора;

Дренажные трубы с верхней плиты;

Трубы подвода и отвода N 2 из внутренней полости МК схемы "ОР".

Все детали МК схемы «ОР» изготовлены из стали 10ХСНД.

Условия работы МК:

Температура нижней плиты - до 270 °С;

Температура верхней плиты - до 350 °С с местным нагревом до 380 °С;

Окружающая среда для нижней плиты воздух с относительной влажностью до 80%, для верхней плиты – N 2 -Не смесь.

Металлоконструкции схем «Л» и «Д»

Металлоконструкции схем «Л» и «Д» являются боковой биозащитой реактора, снижают потоки излучения на бетон шахты; служат тепловым экраном; способствуют охлаждению кожуха реактора. Металлоконструкция схемы «Л» (см. рис. 1.7) является также опорной конструкцией для схемы «Е».

Рис. 1.7. Металлоконструкция схемы «Л»

Металлоконструкции схем «Л» и «Д» имеют форму полых кольцевых резервуаров, заполненных водой и разделенных перегородками на 16 отсеков. Металлоконструкция схемы «Д» (см. рис. 1.8) является верхней частью биозащиты и опирается на металлоконструкцию схемы «Л».

Рис. 1.8. Металлоконструкции схем «Л» и «Д»

Наружный диаметр блоков схем «Л» и «Д» - 19 м.

Внутренний диаметр блоков схемы «Л» - 16,6 м.

Внутренний диаметр блоков МК схемы «Д» - 17,8 м.

Высота блоков МК схемы «Л» - 11,05 м.

Высота блоков МК схемы «Д» - 3,2 м.

Все элементы МК схемы «Л» и «Д» изготовлены из стали 10ХСНД.

В металлоконструкциях схем «Л» и «Д» размещены каналы рабочих и пусковых ионизационных камер (РИК и ПИК), а также дренажные трубы и гильзы термопар (по одной на каждый отсек) для замера температуры воды в отсеках.

Водные объемы МК связаны между собой, подвод охлаждающей воды производится в нижнюю часть блоков МК схемы «Л», а отвод - из верхней части блоков МК схемы «Д». Пространство между внутренним цилиндром МК схемы «Л» и МК схемы «КЖ» заполнено азотом. Монтажное пространство, образованное внешним цилиндром МК схем «Л» и «Д» и шахтой реактора заполнено песком, который служит дополнительной биозащитой. Нижняя часть монтажного пространства заполнена щебнем (200¸400 мм) для исключения попадания песка в отверстия дренажной трубы Ду 150.

Условия работы МК:

Температура воды в МК схем - до 60 °С, но не более 90 °С;

Окружающая среда со стороны МК схемы «КЖ» - азот с относительной влажностью не более 80%;

Окружающая среда со стороны шахты реактора - воздух с относительной влажностью не более 80%.

Металлоконструкция схемы «КЖ»

Металлоконструкция схемы «КЖ» (см. рис. 1.9) вместе с нижней плитой схемы «Е» и верхней плитой схемы «ОР» образуют вокруг кладки реактора герметичную полость - реакторное пространство, в котором удерживается N 2 -Не смесь.

Рис. 1.9. Металлоконструкция схемы «КЖ»

Конструкция схемы «КЖ» выполнена в виде цилиндрического сварного кожуха диаметром 14,5 м из листового проката ст.10ХСНД толщиной 16 мм с 4-мя кольцевыми компенсаторами из той же стали толщиной 8 мм. По наружной поверхности кожуха приварены кольцевые ребра жесткости. Для уменьшения напряжения в компенсаторах при работе реактора схема «КЖ» приварена к нижней плите схемы «Е» и верхней плите схемы «ОР» с предварительным натягом.

Условия работы МК:

Температура кожуха - до 350 °С;

Окружающая среда внутри – N 2 -Не смесь с давлением 150 мм.вод.ст., снаружи – N 2 с давлением 200¸250 мм.вод.ст.

Металлоконструкция схемы «Е»

Металлоконструкция схемы «Е» (см. рис. 1.10) служит верхней биологической защитой реактора и опорой для ТК, спец. каналов, плитного настила и трубопроводов коммуникаций верха реактора. Схема «Е» представляет собой барабан диаметром 17м, высотой 3м, и собрана из трубных плит объединенных цилиндрической обечайкой и внутренними вертикальными ребрами жесткости, верхней и нижней плит толщиной 40 мм. Материал МК - сталь 10ХСНД.

Рис. 1.10. Металлоконструкция схемы «Е»

В металлоконструкцию схемы «Е» вварены:

1. верхние части трактов технологических и специальных каналов (кроме каналов РИК и ПИК);

2. тракты телевизионных камер;

3. гильзы термопар МК;

4. трубы отвода ПГС из внутренней полости реактора;

5. трубы подвода и отвода азота.

Внутренняя полость заполнена серпентенитовой засыпкой (60% по массе) и гали (40%). МК схемы опирается с помощью 16 катковых опор на боковую биозащиту МК сх. «Л» и «Д», каждая из которых рассчитана на нагрузку 750 тонн. К МК схемы «Е» относятся также верхний и нижний горизонтальные компенсаторы, обеспечивающие температурные расширения при сохранении герметичности N 2 -Не и N 2 полостей. Герметичность внутренней полости МК схемы «Е» обеспечивается сваркой с проверкой швов на плотность.

Условия работы МК:

Температура нижней плиты до 350 °С с местным нагревом до 370 °С,

Температура верхней плиты - до 290 °С,

Окружающая среда над верхней плитой - воздух влажностью до 80%, под нижней плитой – N 2 -Не смесь.

Металлоконструкция схемы «Г»

Металлоконструкция схемы «Г» (см. рис. 1.11) представляет собой плиты и короба перекрытия на отметке 35,5 м, которые служат биологической защитой ЦЗ от ионизирующих излучений верхних коммуникаций реактора.

Нижняя часть схемы, толщиной 70 см, выполнена в виде металлических коробов из стали 10ХСНД, заполненных смесью из серпентинитовой гали (14% по массе) и стальной дроби (86%).

Верхняя часть схемы выполнена из плит углеродистой стали толщиной 10 см, облицованных со стороны ЦЗ коррозионно-стойкой листовой сталью 0Х18Н10Т толщиной 5 мм. Балки и короба схемы имеют дыхательные болты М-24 для сообщения засыпки с атмосферой и исключения образования в засыпке гремучего газа.

Рис. 1.11. Металлоконструкция схемы «Г» и плитный настил

Проемы над каналами пусковых и рабочих ионизационных камер имеют съемные плиты. В пространстве между коробами и плитами размещены кабели идущих от сервоприводов КСУЗ, ДКЭ, КД, ПИК, РИК, от термопар расположенных в кладке, опорных и защитных плитах и отсеках МК схемы «Л» и дренажные трубы схемы «Г». Наружные поверхности балок и коробов схемы металлизированы алюмосиликатным покрытием 0,15¸0,25 мм в два слоя.

Металлоконструкция схемы «Г» работает в окружающей среде с относительной влажностью до 80%. Температура балок и коробов достигает до 250 °С, стальных плит до 100 °С, облицовки до 50 °С.

В качестве тепловыделяющего элемента в реакторе РБМК-1000 используется закрытая с обоих концов циркониевая трубка диаметром 13,9 мм, толщиной стенки 0,9 мм и длиной около 3,5 м, заполненная таблетками топлива диаметром 11,5 мм и высотой 15 мм. Для уменьшения величины термического расширения топливного столба, таблетки имеют лунки. Начальная среда под оболочкой заполнена гелием под давлением 5кгс/см 2. Топливный столб фиксируется пружиной. Максимальная температура в центре топливной таблетки может достигать 2100ºС. Реально эта температура не выше 1600ºС, давление гелия до 17 кгс/см 2 , а температура наружней поверхности оболочки ТВЭЛ около 300°С.

Тепловыделяющие элементы (твэлы) компонуются в тепловыделяющие сборки (ТВС) по 18 штук в каждой; 6 штук по окружности диаметром 32 мм и 12 штук – диаметром 62 мм. В центре – несущий стержень (см. рис. 2.14, сечение Б-Б). ТВЭЛы в сборке скреплены через каждые полметра специальными дистанционирующими решетками.

Основным топливным блоком реактора является тепловыделяющая (или рабочая) кассета, она состоит из двух ТВС, соединенных общим несущим стержнем, штанги, наконечника и хвостовика. Таким образом, часть кассеты, располагающаяся в активной зоне, имеет длину около 7м.

Кассеты омываются водой, при этом нет прямого контакта топлива с теплоносителем при нормальном режиме работы реактора.

Для получения приемлемого коэффициента полезного действия атомной станции необходимо иметь возможно более высокую температуру и давление генерируемого реактором пара. Следовательно, должен быть предусмотрен корпус, удерживающий теплоноситель при этих параметрах. Такой корпус является основным конструктивным элементом реакторов типа ВВЭР. Для реакторов РБМК роль корпуса играет большое количество прочных трубопроводов, внутри которых и размещаются кассеты. Такой трубопровод называется технологическим каналом (ТК), в пределах активной зоны он циркониевый и имеет диаметр 88 мм при толщине стенки 4 мм, в РБМК-1000 1661 технологических канала.

Рис. 1.14. Тепловыделяющая сборка реактора РБМК

Технологический канал (см. рис. 1.13) предназначен для размещения ТВС и организации потока теплоносителя.

Корпус канала представляет собой сварную конструкцию, состоящую из средней и концевых частей. Средняя часть канала выполнена из циркониевого сплава, концевые из нержавеющей стали. Между собой они соединены переходниками сталь-цирконий. Корпус канала рассчитан на 23 года безаварийной работы, однако при необходимости на остановленном реакторе может быть извлечен дефектный корпус канала и на его место установлен новый.

Топливная кассета устанавливается внутри канала на подвеске, которая удерживает ее в активной зоне и позволяет с помощью РЗМ производить замену отработанной кассеты без останова реактора. Подвеска снабжена запорной пробкой, которая герметизирует канал.

Кроме того, в реакторе размещены каналы управления и защиты. В них располагаются стержни поглотители, датчики контроля энерговыделения. Размещение каналов управления в колоннах графитовой кладки автономно от технологических каналов.

Пространство между графитом и каналами заполнено газом, имеющим хорошую теплопроводность, малую теплоемкость и не оказывающим существенного влияния на ход цепной реакции. Лучшим с этой точки зрения газом является гелий. Однако из-за его высокой стойкости он применяется не в чистом виде, а в смеси с азотом (на номинальном уровне мощности 80% гелия и 20% азота, при меньшей мощности азота больше, при 50% номинальной может быть уже чистый азот).

Одновременно предотвращается контакт графита с кислородом, т.е. его окисление. Азотно-гелиевая смесь в графитовой кладке продувается в направлении снизу вверх, это делается для достижения третьей цели – контроля целостности технологических каналов. Действительно, при течи ТК влажность газа на выходы из кладки и его температура увеличивается.

Для улучшения теплопередачи от графита к каналу при движении газа создается своеобразный лабиринт (см. рис. 1.15). На канал и отверстия блоков поочередно надеваются разрезные графитовые кольца высотой 20 мм каждое на участке 5,35 м в центре активной зоны. Таким образом, газ движется по схеме: графит – разрез кольца – стенка канала – разрез кольца – графит.

1.Введение…………………………………………………………….4

2.Основные характеристики реактора РБМК–1000………………7

2.1 Тепловая схема с реактором РБМК– 1000……………………7

2.2 Внутриреакторные конструкции………………………………...12

2.3 Запорно-регулирующий клапан………………………………....18

2.4 Разгрузочно-загрузочная машина……………………………….21

2.5 Тепловыделяющие сборки (ТВС)…………………………….....25

2.6 Конструкция защиты от ионизирующего излучения ректора..28

3.Виды и назначение трубопроводов и их составных частей с рисунками и схемами, параметры работы и основные усилия, действующие на трубопроводы……………………………………………………………….32

4.Основные дефекты, возникающие в трубопроводах с анализом причин их возникновения, методы обнаружения дефектов………………………….48

5.Порядок вывода трубопроводов в ремонт с подготовкой рабочего места и отключения от тепловой схемы…………………………………………….53

6.Технология производства ремонта, промежуточный контроль……….57

7.Испытания трубопроводов………………………………………………..60

8.Ввод в эксплуатацию……………………………………………………….61

9.Заключение…………………………………………………………………..63

10.Список сокращений……………………………………………………….64

11.Список использованной литературы…………………………………….66

ВВЕДЕНИЕ

Реактор РБМК-1000 является реактором с неперегружаемыми каналами, в отличие от реакторов с перегружаемыми каналами, ТВС и технологический канал являются раздельными узлами. К установленным в реактор каналам с помощью неразъемных соединений подсоединены трубопроводы - индивидуальные тракты подвода и отвода теплоносителя. Загружаемые в каналы ТВС крепятся и уплотняются в верхней части стояка канала. Таким образом, при перегрузке топлива не требуется размыкания тракта теплоносителя, что позволяет осуществлять ее с помощью соответствующих перегрузочных устройств без остановок реактора.

При создании таких реакторов решалась задача экономичного использования нейтронов в активной зоне реактора. С этой целью оболочки ТВЭЛов и трубы канала изготовлены из слабо поглощающих нейтроны циркониевых сплавов. В период разработки РБМК температурный предел работы сплавов циркония был недостаточно высок. Это определило относительно невысокие параметры теплоносителя в РБМК. Давление в сепараторах равно 7,0 МПа, чему соответствует температура насыщенного пара 284° С. Схема установок РБМК одноконтурная. Пароводяная смесь после активной зоны попадает по индивидуальным трубам в барабаны-сепараторы, после которых насыщенный пар направляется в турбины, а отсепарированная циркуляционная вода после ее смешения с питательной водой, поступающей в барабаны-сепараторы от турбоустановок, с помощью циркуляционных насосов подается к каналам реактора. Разработка РБМК явилась значительным шагом в развитии атомной энергетики СССР, поскольку такие реакторы позволяют создать крупные АЭС большой мощности.

Из двух типов реакторов на тепловых нейтронах - корпусных водо-водяных и канальных водографитовых, использовавшихся в атомной энергетике Советского Союза, последние оказалось проще освоить и внедрить в жизнь. Это объясняется тем, что для изготовления канальных реакторов могут быть использованы общемашиностроительные заводы и не требуется такого уникального оборудования, которое необходимо для изготовления корпусов водо-водяных реакторов.

Эффективность канальных реакторов типа РБМК в значительной степени зависит от мощности, снимаемой с каждого канала. Распределение мощности между каналами зависит от плотности потока нейтронов в активной зоне и выгорания топлива в каналах. При этом существует предельная мощность, которую нельзя превышать ни в одном канале. Это значение мощности определяется условиями теплосъема.

Первоначально проект РБМК был разработан на электрическую мощность 1000 МВт, чему при выбранных параметрах соответствовала тепловая мощность реактора 3200 МВт. При имеющемся в реакторе количестве рабочих каналов (1693) и полученном коэффициенте неравномерности тепловыделения в активной зоне реактора максимальная мощность канала составляла около 3000 кВт. В результате экспериментальных и расчетных исследований было установлено, что при максимальном массовом паросодержании на выходе из каналов около 20 % и указанной мощности обеспечивается необходимый запас до кризиса теплосъема. Среднее паросодержание по реактору составляло 14,5%. Энергоблоки с реакторами РБМК электрической мощностью 1000 МВт (РБМК-1000) находятся в эксплуатации на Ленинградской, Курской, Чернобыльской АЭС, Смоленской АЭС. Они зарекомендовали себя как надежные и безопасные установки с высокими технико-экономическими показателями. Если их специально не взрывать.

Для повышения эффективности реакторов РБМК были изучены возможности увеличения предельной мощности каналов. В результате конструкторских разработок и экспериментальных исследований оказалось возможным путем интенсификации теплообмена увеличить предельно допустимую мощность канала в 1,5 раза до 4500 кВт при одновременном повышении допустимого паросодержания до нескольких десятков процентов. Необходимая интенсификация теплообмена достигнута благодаря разработке ТВС, в конструкции которой предусмотрены интенсификаторы теплообмена. При увеличении допустимой мощности канала до 4500 кВт тепловая мощность реактора РБМК повышена до 4800 МВт, чему соответствует электрическая мощность 1500 МВт. Такие реакторы РБМК-1500 работают на Игналинской АЭС. Увеличение мощности в 1,5 раза при относительно небольших изменениях конструкции с сохранением размеров реактора является примером технического решения, дающего большой эффект.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ РЕАКТОРА РБМК-1000

Тепловая схема с реактором РБМК – 1000

ЧАСТЬ.

Виды и назначение трубопроводов и их составных частей с рисунками и схемами, параметры работы и основные усилия, действующие на трубопроводы.

Классификация трубопроводов

Трубопроводы в зависимости от класса опасности транспортируемого вещества (взрыво-пожароопасность и вредность) подразделяются на группы среды (А, Б, В) и в зависимости от расчетных параметров среды (давления и температуры) – на пять категорий (I, II, III, IV, V)

Категорию трубопровода следует устанавливать по параметру, требующему отнесения его к более ответственной категории.

Обозначение группы определенной транспортируемой среды включает в себя обозначение группы среды (А, Б, В) и подгруппы (а, б, в), отражающей токсичность и взрывопожароопасность веществ, входящих в эту среду.

Обозначение трубопровода в общем виде соответствует обозначению группы транспортируемой среды и его категории. Обозначение "трубопровод I группа А(б)" обозначает трубопровод, по которому транспортируется среда группы А (б) c параметрами категории I.

Группа среды трубопровода, транспортирующего среды, состоящие из различных компонентов, устанавливается по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более ответственной группе. При этом если содержание одного из компонентов в смеси превышает среднюю смертельную концентрацию в воздухе согласно ГОСТ 12.1.007, то группу смеси следует определять по этому веществу. Если наиболее опасный по физико-химическим свойствам компонент входит в состав смеси в количестве ниже смертельной дозы, вопрос об отнесении трубопровода к менее ответственной группе или категории трубопровода решается проект- ной организацией (автором проекта).

Класс опасности веществ следует определять по ГОСТ 12.1.005 и ГОСТ 12.1.007 , значения показателей пожаровзрывоопасности веществ – по соответствующей НД или методикам, изложенным в ГОСТ 12.1.044.

Для вакуумных трубопроводов следует учитывать абсолютное рабочее давление.

Трубопроводы, транспортирующие вещества с рабочей температурой, равной или превышающей температуру их самовоспламенения, а также негорючие, трудногорючие и горючие вещества, которые при взаимодействии с водой или кислородом воздуха могут быть пожаровзрывоопасными, следует относить к I категории. По решению разработчика допускается в зависимости от условий эксплуатации принимать более ответственную (чем определяемую по расчетным параметрам среды) категорию трубопровода.

Требования к конструкции трубопроводов

Конструкция трубопровода должна предусматривать возможность выполнения всех видов контроля. Если конструкция трубопровода не позволяет проведение наружного и внутреннего осмотров или гидравлического испытания, автором проекта должна быть указана методика, периодичность и объем контроля, выполнение которых обеспечит своевременное выявление и устранение дефектов.

Ответвления (врезки)

Ответвление от трубопровода выполняется одним из способов. Не допускается усиление ответвлений с помощью ребер жесткости.

– Ответвления на технологических трубопроводах

Присоединение ответвлений по способу "а" применяется в тех случаях, когда ослабление основного трубопровода компенсируется имеющимися запасами прочности соединения. Допускаются также врезки в трубопровод по касательной к окружности по- перечного сечения трубы для исключения накопления продуктов в нижней части трубопровода.

Сваренные из труб тройники, штампосварные отводы, тройники и отводы из литых по электрошлаковой технологии заготовок допускается применять на давление до 35 МПа (350 кгс/см2). При этом все сварные швы и металл литых заготовок подлежат контролю УЗД в объеме 100 %.

Сварные крестовины и крестовые врезки допускается применять на трубопроводах из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше 250 °С. Крестовины и крестовые врезки из электросварных труб допускается при- менять при номинальном давлении не более PN 16 (1,6 МПа). При этом крестовины должны быть изготовлены из труб с номинальным давлением не менее PN 25 (2,5 МПа). Крестовины и крестовые врезки из бесшовных труб допускается применять при номинальном давлении не более PN 24 (при условии изготовления крестовин из труб с номинальным давлением не менее PN 40. Врезку штуцеров в сварные швы трубопроводов следует производить с учетом пункта 11.2.7.

Отводы

Для трубопроводов применяются, как правило, крутоизогнутые отводы, изготовленные из бесшовных и сварных прямошовных труб методом горячей штамповки или протяжки, а также гнутые и штампосварные. При диаметре больше DN 6.4.2 400 выполняют подварку корня шва, сварные швы подвергают 100 % ультразвуковому или радиографическому контролю.

Гнутые отводы, изготовляемые из бесшовных труб, применяются в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода, например, на трубопроводах с пульсирующим потоком среды (с целью снижения вибрации), а также на трубопроводах при номинальном диаметре до DN 25. Необходимость термообработки определяют по 12.2.11.

Пределы применения гнутых отводов из труб действующего сортамен- та должны соответствовать пределам применения труб, из которых они изготов- лены. Длина прямого участка от конца трубы до начала гнутого участка должна быть не менее 100 мм.

В трубопроводах допускается применять сварные секторные отводы номинальным диаметром DN 500 и менее при номинальном давлении не более PN 40 (4 МПа) и номинальным диаметром более DN 500 при номинальном давлении до PN 25 (2,5 МПа). При изготовлении секторных отводов угол между поперечными сечениями сектора не должен превышать 22,5°. Расстояние между соседними сварными швами по внутренней стороне отвода должно обеспечивать доступность контроля этих швов по всей длине шва. Для изготовления секторных отводов не допускается применение спиральношовных труб, при диаметре более 400 мм применяют подварку корня шва, сварные швы подвергают 100 % ультразвуковому или радиографическому контролю. Сварные секторные отводы не следует применять в случаях: - больших циклических нагрузок, например от давления, более 2000 циклов; - необеспеченности самокомпенсации за счет других трубных элементов.

Переходы

В трубопроводах следует применять, как правило, переходы штампованные, вальцованные из листа с одним сварным швом, штампосварные из поло- вин с двумя сварными швами. Пределы применений стальных переходов должны соответствовать пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок сталей и аналогичных рабочих (расчетных) параметров.

Допускается применение лепестковых переходов для трубопроводов с номинальным давлением не более PN16 (1,6 МПа) и номинальным диаметром DN 500 и менее. Не допускается устанавливать лепестковые переходы на трубопроводах, предназначенных для транспортирования сжиженных газов и веществ группы А и Б.

Лепестковые переходы следует сваривать с последующим 100 %-ным контролем сварных швов ультразвуковым или радиографическим методом. После изготовления лепестковые переходы следует подвергать термообра- ботке.

Заглушки

Приварные плоские и ребристые заглушки из листовой стали рекомендуется применять для трубопроводов при номинальном давлении до PN 25 (2,5 МПа).

Заглушки, устанавливаемые между фланцами, не следует применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо.

Пределы применения заглушек и их характеристики по материалу, давлению, температуре, коррозии и т.д. должны соответствовать пределам применения фланцев.

Требования к трубопроводной арматуре .

При проектировании и изготовлении трубопроводной арматуры необходимо выполнять требования технических регламентов, стандартов и требования заказчиков в соответствии с требованиями безопасности по ГОСТ Р 53672 .

В ТУ на конкретные виды и типы трубопроводной арматуры должны быть приведены:

Перечень нормативных документов, на основании которых производят проектирование, изготовление и эксплуатацию арматуры;

Основные технические данные и характеристики арматуры;

Показатели надежности и (или) показатели безопасности (для арматуры, у которой возможны критические отказы);

Требования к изготовлению;

Требования безопасности; - комплект поставки;

Правила приемки;

Методы испытаний;

Перечень возможных отказов и критерии предельных состояний;

Указания по эксплуатации;

Основные габаритные и присоединительные размеры, в том числе наружный и внутренний диаметры патрубков, разделки кромок патрубков под при- варку и др.

Основные показатели назначения арматуры (всех видов и типов), устанавливаемые в конструкторской и эксплуатационной документации:

Номинальное давление PN (рабочее или расчетное давление Р);

Номинальный диаметр DN;

Рабочая среда;

Расчетная температура (максимальная температура рабочей среды);

Допустимый перепад давлений;

Герметичность затвора (класс герметичности или величина утечки);

Строительная длина;

Климатическое исполнение (с параметрами окружающей среды);

Стойкость к внешним воздействиям (сейсмические, вибрационные и др.);

Дополнительные показатели назначения для конкретных видов арматуры:

Коэффициент сопротивления (ζ) для запорной и обратной арматуры;

Зависимость коэффициента сопротивления от скоростного давления – для обратной арматуры;

Коэффициент расхода (по жидкости и по газу), площадь седла, давление настройки, давление полного открытия, давление закрытия, противодавление, диапазон давлений настройки - для предохранительной арматуры;

Условная пропускная способность (Кvy), вид пропускной характеристики, кавитационные характеристики – для регулирующей арматуры;

Условная пропускная способность, величина регулируемого давления, диапазон регулируемых давлений, точность поддержания давления (зона нечувствительности и зона неравномерности), минимальный перепад давления, при ко- тором обеспечивается работоспособность – для регуляторов давления;

Параметры приводов и исполнительных механизмов;

А) для электропривода – напряжение, частота тока, мощность, режим ра- боты, передаточное число, КПД, максимальный крутящий момент, параметры ок- ружающей среды;

Б) для гидро – и пневмопривода – управляющая среда, давление управ- ляющей среды – для регуляторов давления;

Время открытия (закрытия) – по требованию заказчика арматуры.

Арматура должна быть испытана в соответствии с ГОСТ Р 53402 и ТУ, при этом обязательный объем испытаний должен включать:

На прочность и плотность основных деталей и сварных соединений, работающих под давлением;

На герметичность затвора, нормы герметичности затвора – по ГОСТ Р 54808 (для арматуры рабочих средств групп А, Б(а) и Б(б) при испытании на герметичность затворов не должно быть видимых утечек – класс А ГОСТ Р 54808);

На герметичность относительно внешней среды;

На функционирование (работоспособность). Результаты испытаний должны быть отражены в паспорте арматуры.

Применение запорной арматуры в качестве регулирующей (дроссели- рующей) не допускается.

При установке привода на арматуру маховики для ручного управления должны открывать арматуру движением против часовой стрелки, а закрывать – по часовой стрелке. Направление осей штока привода должно определяться в проектной документации.

Запорная арматура должна иметь указатели положения запирающего элемента ("открыто", "закрыто).

Материал арматуры для трубопроводов следует выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды и требований НД. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам. Арматуру из углеродистых и легированных сталей допускается применять для сред со скоростью коррозии не более 0,5 мм/год.

Арматуру из ковкого чугуна марки не ниже КЧ 30-6 и из серого чугуна марки не ниже СЧ 18-36 следует применять для трубопроводов, транспортирующих среды группы.

Для сред групп А(б), Б(а), кроме сжиженных газов; Б(б), кроме ЛВЖ с температурой кипения ниже 45°С; Б(в) – арматуру из ковкого чугуна допускается использовать, если пределы рабочих температур среды не ниже минус 30 °С и не выше 150 °С при давлении среды не более 1,6 МПа (160 кгс/см2). При этом для номинальных рабочих давлений среды до 1 МПа применяется арматура, рассчитанная на давление не менее PN 16 (1,6 МПа), а для номинальных давлений более PN 10 (1 МПа) - арматура, рассчитанная на давление не менее PN 25 (2,5 МПа). 8.13 Не допускается применять арматуру из ковкого чугуна на трубопроводах, транспортирующих среды группы А(а), сжиженных газов группы Б(а);

ЛВЖ с температурой кипения ниже 45 °С группы Б(б). Не допускается применять арматуру из серого чугуна на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, а также на паропроводах и трубопроводах горячей воды, используемых в качестве спутников.

Арматуру из серого и ковкого чугуна не допускается применять независимо от среды, рабочего давления и температуры в следующих случаях: - на трубопроводах, подверженных вибрации;

На трубопроводах, работающих при резкопеременном температурном режиме среды;

При возможности значительного охлаждения арматуры в результате дроссельэффекта;

На трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, содержа- щих воду или другие замерзающие жидкости, при температуре стенки трубопровода ниже 0 °С независимо от давления;

В обвязке насосных агрегатов при установке насосов на открытых площадках;

В обвязке резервуаров и емкостей для хранения взрывопожароопасных и токсичных веществ.

На трубопроводах, работающих при температуре среды ниже 40 °С, следует применять арматуру из соответствующих легированных сталей, специальных сплавов или цветных металлов, имеющих при наименьшей возможной температуре корпуса ударную вязкость металла (KCV) не ниже 20 Дж/см2. Для жидкого и газообразного аммиака допускается применение специальной арматуры из ковкого чугуна в пределах параметров и условий.

гидроприводе арматуры следует применять негорючие и незамерзающие жидкости, соответствующие условиям эксплуатации.

С целью исключения возможности выпадения в пневмоприводах конденсата в зимнее время газ осушают до точки росы при отрицательной расчетной температуре трубопровода.

Для трубопроводов с номинальным давлением свыше 35 МПа (350 кгс/см2) применение литой арматуры не допускается.

Арматуру с уплотнением фланцев "выступ-впадина" в случае применения специальных прокладок допускается применять при номинальном давлении до 35 МПа (350 кгс/см2)

Для обеспечения безопасной работы в системах автоматического регулирования при выборе регулирующей арматуры должны быть соблюдены условия:

Потери давления (перепад давления) на регулирующей арматуре при максимальном расходе рабочей среды должны быть не менее 40 % потерь давления во всей системе;

При течении жидкости перепад давления на регулирующей арматуре во всем диапазоне регулирования не должен превышать величины кавитационного перепада.

На корпусе арматуры на видном месте изготовитель наносит маркировку в следующем объеме:

Наименование или товарный знак изготовителя;

Заводской номер; - год изготовления;

Номинальное (рабочее) давление РN (Рр); - номинальный диаметр DN;

Температура рабочей среды (при маркировке рабочего давления Рр – обязательно);

Стрелка-указатель направления потока среды (при односторонней подаче среды); - обозначение изделия;

Марка стали и номер плавки (для корпусов, выполненных из отливок); - дополнительные знаки маркировки в соответствии с требованиями заказчиков, национальных стандартов.

В комплект поставки трубопроводной арматуры должна входить эксплуатационная документация в объеме:

Паспорт (ПС);

Руководство по эксплуатации (РЭ);

Эксплуатационная документация на комплектующие изделия (приводы, исполнительные механизмы, позиционеры, конечные выключатели и др.). Форма паспорта приведена в приложении Н (справочное). В руководстве по эксплуатации должны быть приведены: - описание конструкции и принцип действия арматуры;

Порядок сборки и разборки; - повторение и пояснение информации, включенной в маркировку арматуры;

Перечень материалов основных деталей арматуры;

Информация о видах опасных воздействий, если арматура может представлять опасность для жизни и здоровья людей или окружающей среды, и мерах по их предупреждению и предотвращению;

Показатели надежности и (или) показатели безопасности;

Объем входного контроля арматуры перед монтажом;

Методика проведения контрольных испытаний (проверок) арматуры и ее основных узлов, порядок технического обслуживания, ремонта и диагностирования.

Перед монтажом арматуру необходимо подвергнуть входному контролю и испытаниям в объеме, предусмотренном руководством по эксплуатации. Монтаж арматуры следует проводить с учетом требований безопасности в соответствии с руководством по эксплуатации.

Безопасность арматуры при эксплуатации обеспечивается выполнением следующих требований:

Арматуру и приводные устройства необходимо применять в соответствии с их показателями назначения в части рабочих параметров, сред, условий эксплуатации;

Арматуру следует эксплуатировать в соответствии с руководством по эксплуатации (включая проектные нештатные ситуации) и технологическими регламентами;

Запорная арматура должна быть полностью открыта или закрыта. Использовать запорную арматуру в качестве регулирующей не допускается;

Арматуру необходимо применять в соответствии с ее функциональным назначением;

Производственный контроль промышленной безопасности арматуры должен предусматривать систему мер по устранению возможных предельных со- стояний и предупреждению критических отказов арматуры.

Не допускается:

Эксплуатировать арматуру при отсутствии маркировки и эксплуатационной документации;

Проводить работы по устранению дефектов корпусных деталей и подтяжку резьбовых соединений, находящихся под давлением;

Использовать арматуру в качестве опоры для трубопровода;

Применять для управления арматурой рычаги, удлиняющие плечо рукоятки или маховика, не предусмотренные инструкцией по эксплуатации;

Применять удлинители к ключам для крепежных деталей.

ПОРЯДОК ВЫВОДА ТРУБОПРОВОДОВ В РЕМОНТ С ПОДГОТОВКОЙ РАБОЧЕГО МЕСТА И ОТКЛЮЧЕНИЯ ОТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ.

В случаях разрыва труб пароводяного тракта, коллекторов, паропроводов свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводов основного конденсата и питательной воды, их пароводяной арматуры, тройников, сварных и фланцевых соединений энергоблок (котел, турбина) должен быть отключен и немедленно остановлен.
При обнаружении трещин, выпучин, свищей в паропроводах свежего пара, пара промперегрева и отборов, трубопроводах питательной воды, в их пароводяной арматуре, тройниках, сварных и фланцевых соединениях следует немедленно поставить в известность об этом начальника смены цеха. Начальник смены обязан немедленно определить опасную зону, прекратить в ней все работы, удалить из нее персонал, оградить эту зону, вывесить знаки безопасности "Проход воспрещен", "Осторожно! Опасная зона" и принять срочные меры к отключению аварийного участка посредством дистанционных приводов. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то соответствующее оборудование, связанное с аварийным участком, должно быть остановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции с уведомлением дежурного инженера энергосистемы.
При обнаружении разрушенных опор и подвесок трубопровод должен быть отключен, а крепление восстановлено. Время останова определяется главным инженером электростанции по согласованию с дежурным инженером энергосистемы.
При выявлении повреждений трубопровода или его крепления необходим тщательный анализ причин повреждений и разработка эффективных мер по повышению надежности. При выявлении течей или парений в арматуре, фланцевых соединениях или из-под изоляционного покрытия трубопроводов об этом должно быть немедленно сообщено начальнику смены. Начальник смены обязан оценить ситуацию и, если течь или парение представляет опасность для обслуживающего персонала или оборудования (например, парение из-под изоляции), принять меры. Течь или парение, не представляющие опасности для персонала или оборудования (например, парение из сальниковых уплотнений), должны осматриваться каждую смену.

Трубопроводы должны сдаваться в ремонт по истечении планового межремонтного периода, установленного на основании действующих норм технической эксплуатации и в большинстве случаев ремонтироваться одновременно с основным оборудованием. Сдача в ремонт трубопровода до истечения планового межремонтного периода необходима при аварийном повреждении или аварийном состоянии, подтвержденном актом с указанием причин, характера и размеров повреждения или износа. Дефекты трубопроводов, выявленные в межремонтный период и не вызывающие аварийного отключения, должны устраняться при любом ближайшем останове.
Паропроводы, работающие при температуре 450 °С и более, до капитального ремонта должны быть обследованы.

При сдаче в ремонт заказчик должен передать исполнителю конструкторско-ремонтную документацию, в которой содержатся сведения о состоянии трубопровода и его составных частей, о дефектах и повреждениях. Документация должна быть подготовлена в соответствия с ГОСТ 2.602-68*. После ремонта эта документация должна быть возвращена заказчику.

В соответствии с Правилами организации, технического обслуживания и ремонта оборудования при капитальном ремонте котла и станционных трубопроводов в номенклатуру должны включаться следующие работы:

Проверка технического состояния паропроводов;

Проверка технического состояния фланцевых соединений и крепежных деталей, замена шпилек, отработавших ресурс.

Проверка затяжек пружин, осмотр и ремонт подвесок и опор.

Контроль сварных швов и металла.

Переварка дефектных стыков, замена дефектных элементов трубопровода или системы крепления.

Осмотр и ремонт пробоотборников и охладителей отборов проб.

Ремонт тепловой изоляции.

При дефектации трубопроводов должны регистрироваться провисания, выпучины, свищи, трещины, коррозионные повреждения и другие видимые дефекты. При дефектации фланцевых соединений следует проверять состояние уплотнительных поверхностей и крепежных деталей. При дефектации опор и подвесок должны регистрироваться трещины в металле всех элементов опор и подвесок и остаточная деформация в пружинах.

Порядок и объем контроля за металлом трубопроводов определяется НТД. Контроль проводится под техническим руководством лаборатории металлов.

Заказчик вправе вмешиваться в производство работ подрядчика, если последний:

Допустил дефекты, которые могут быть скрыты последующими работами;

Не выполняет технологические и нормативные требования технической документации.

При ремонтных работах, связанных с монтажом или демонтажом блоков пружин или деталей трубопроводов, должна соблюдаться предусмотренная проектом производства работ или технологической картой последовательность операций, обеспечивающая устойчивость оставшихся или вновь устанавливаемых узлов и элементов трубопроводов и предотвращение падения его демонтируемых частей.

Перед разборкой неподвижной опоры или разрезкой трубопровода при переварке сварных стыков по заключениям дефектоскопистов или при замене каких-либо элементов трубопровода пружины на ближайших двух подвесках с каждой стороны ремонтируемого участка должны быть зафиксированы резьбовыми приварными стяжками. На расстоянии не более 1 м в обе стороны от места разгрузки трубопровода (или разборки неподвижной опоры) следует установить временные опоры (раскрепления). Эти опоры должны обеспечивать смещение трубопроводов вдоль оси, требуемое при сварке, и фиксацию трубопровода в проектном положении. Крепление этих концов к соседним трубопроводам, опорам или подвескам не допускается.

По обе стороны от ремонтируемого участка должно быть сделано кернение на трубах, расстояние между точками кернения должно быть зафиксировано в акте. При восстановлении трубопровода должна выполняться холодная растяжка с таким расчетом, чтобы отклонение расстояния между точками кернения не превышало 10 мм.

После демонтажа участка или элемента трубопровода свободные концы оставшихся труб должны быть закрыты заглушками.
При разрезке трубопровода в нескольких точках необходимо в каждом случае выполнять операции.
При любой разрезке трубопровода после заварки замыкающего стыка необходимо составление акта с занесением его в шнуровую книгу.
После окончания ремонтных работ, связанных с разрезкой трубопровода или заменой деталей его опор, необходимо проверить уклоны трубопровода.
При замене дефектной пружины заменяющая пружина должна быть подобрана по соответствующей допускаемой нагрузке, предварительно оттарирована и сжата до расчетной для холодного состояния высоты. После установки в блок подвески и снятия фиксирующих стяжек следует проверить высоту пружины и при необходимости выполнить подрегулировку. При приварке стяжек недопустимо соприкосновение витков пружин с электрической дугой, а при срезке - с пламенем горелки, что может вызвать повреждение пружин.
При замене пружины в опоре из-за ее повреждения или несоответствия расчетным нагрузкам следует:

Проложить пластины под блок пружины (если заменяющий блок имеет меньшую высоту, чем у замененного);

Разобрать опорную тумбу и уменьшить ее высоту (если заменяющий блок имеет большую высоту, чем замененный).
При изменении высот пружин в пружинной опоре необходимо вынуть регулируемый блок, на тарировочном устройстве изменить его высоту и установить в опору.
После завершения работ по регулировке высот пружин в эксплуатационных формулярах должны быть зафиксированы высоты пружин после регулировки (см. приложение 6), а на указателях перемещений уточнены положения трубопровода в холодном состоянии.
Вое изменения в конструкции трубопровода, произведенные в период его ремонта и согласованные с проектной организацией, необходимо отразить в паспорте или шнуровой книге данного трубопровода. При замене поврежденных деталей трубопровода или деталей, отработавших свой ресурс, в шнуровой книге должны быть зафиксированы соответствующие характеристики новых деталей.
После окончания ремонтных и наладочных работ в ремонтном журнале должна быть сделана соответствующая запись и составлен акт сдачи в эксплуатацию с занесением в шнуровую книгу.

ИСПЫТАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

Заполнение трубопровода после проведения ремонтных работ производится по утвержденному плану, предусматривающему технологические мероприятия, направленные на удаление паровоздушной фазы в трубопроводе. Как правило, эта операция проводится с применением эластичных разделителей.

Пуск трубопровода в эксплуатацию после выполнения ремонтных работ целесообразно проводить дегазированным при атмосферных условиях конденсатом.

Заполнение трубопровода стабильным конденсатом можно производить при любом начальном давлении внутри трубопровода. Если трубопровод заполняется нестабильным конденсатом или сжиженным углеводородным газом, то эта операция должна производиться после повышения давления находящихся в трубопроводе газа, воды или стабильного продукта выше упругости паров перекачиваемого продукта и после ввода в трубопровод механических разделителей.

При необходимости вытеснения из трубопровода воды с помощью нестабильного продукта должны быть приняты меры по защите от гидратообразования (применение разделителей, ингибиторов гидратообразования и т.п.)

При отсутствии механических разделителей рекомендуется до заполнения перекачиваемым продуктов частично заполнить трубопровод стабильным конденсатом.

Газ или вода, использованные при продувке (промывке) и последующем испытании продуктопровода и вытесняемые продуктом с помощью разделителей, выпускаются из трубопровода через продувочные патрубки.

При этом должен быть организован контроль за содержанием продукта в струе, выходящей из продувочного патрубка, для уменьшения опасности загрязнения окружающей среды и снижения потерь продукта.

После заполнения трубопровода дегазированным конденсатом поднимают давление выше минимально допустимого рабочего давления, которое будет определяться давлением дегазации, величиной потерь давления на трение, составом продукта, профилем трассы и температурой самой "горячей точки" трубопровода.

Подъем давления в трубопроводе производят путем закачки конденсата при закрытой задвижке в конце участка трубопровода.

После повышения давления в начале конденсатопродуктопровода выше минимально допустимого разрешается приступить к закачке нестабильного конденсата.

Поддержание минимально допустимого рабочего давления в трубопроводе при эксплуатации обеспечивается регулятором давления "до себя", установленным непосредственно перед потребителем.

1. Введение

2. Система управления и защиты в реакторе РБМК-1000

3.Стержни СУЗ

4.Снижение положительного эффекта реактивности при обезвоживании КО СУЗ

5. Дифференциальная и интегральная характеристики стержня

6. Структурная схема управления реактором РБМК

Система управления и защиты в реакторе РБМК-1000

Для непрерывной работы реактора активная зона должна находиться в критическом состоянии. Следовательно, для работы реактора необходимо, чтобы активная зона имела избыточную реактивность для компенсации постепенного уменьшения количества делящегося материала в процессе выгорания, а также для компенсации изменения реактивности в связи с накоплением продуктов деления. Эту избыточную реактивность необходимо компенсировать все время, чтобы реактор находился в критическом состоянии при работе на стационарном уровне мощности. Такая задача решается с помощью органов регулирования, в которых применяются материалы, являющиеся сильными поглотителями нейтронов. Органы регулирования при этом выполняют следующие задачи:

Регулируют энерговыделение в активной зоне;

Осуществляют быструю остановку реактора;

Компенсируют быстрое и медленное изменение реактивности, обусловленное температурными колебаниями, накоплением продуктов деления и истощением делящегося материала.

В реакторостроении для изменения нейтронного потока наиболее широкое распространение получил способ, при котором регулируется количество веществ, поглощающих нейтроны. Следует отметить, что очень большое сечение поглощения приведет к быстрому истощению поглощающего материала из-за превращения его ядер в другие ядра, которые не являются сильными поглотителями нейтронов. По этой причине сильные поглотители нейтронов используются большей частью в качестве выгорающих поглотите- лей, количество которых в активной зоне должно постепенно уменьшаться для компенсации уменьшения количества делящегося материала в процессе выгорания. Для успешной работы в реакторных условиях материалы органов регулирования должны обладать такими свойствами, как механическая прочность, высокая коррозионная стойкость, химическая стабильность при рабочей температуре и облучении, относительно низкая плотность, чтобы орган регулирования мог быстро перемещаться, доступность и относительно низкая цена, хорошая обрабатываемость.

В СУЗ РБМК-1000 управление нейтронным потоком осуществляется введением в активную зону стержней-поглотителей, содержащих бор. Естественный бор состоит из двух изотопов (19 % 10В и 81 % 11В) и имеет более низкую поглощающую способность, чем 10В. Бор редко используется в чистом виде, для изготовления стержней в основном применяется карбид бора (В4С) − тугоплавкий материал, имеющий точку плавления между 2340 и 2480 °С. Для изготовления изделий из карбида бора в основном применяют методы порошковой металлургии. Основная проблема при использовании карбида бора заключается в его распухании в результате образования газообразного гелия по следующим нейтронным реакциям: 10 3 4 B H 2 He n + → +⎡ ⎤ ⎣ ⎦; 10 7 4 B Li He. n + → + Перемещение стержня-поглотителя осуществляется с помощью исполнительного механизма. Исполнительные механизмы работают в комплекте с указателями положения стержней в активной зоне, снабженными сельсинами-датчиками, и ограничителями хода стержней в крайних положениях. Точность указателей ±50 мм. Ин- формация о положении стержней выдается на сельсины-указатели, работающие в индикаторном режиме в паре с сельсин-датчиками и размещенные на мнемотабло СУЗ на БЩУ и на плато реактора в центральном зале. Стержень-поглотитель и исполнительный механизм образуют исполнительный орган.

В состав СУЗ входят исполнительные органы.

Исполнительные органыРР предназначены для ручного регулирования поля энерговыделения, УСП – для ручного регулирования поля энерговыделения в нижней половине активной зоны. Их отличительные особенности – ввод снизу активной зоны и половинная длина относительно длины стержней РР. Исполнительные органы АР, ЛАР входят в состав авторегуляторов мощности реактора, которые представлены следующими автоматическими регуляторами: АРМ – регулятор малого уровня мощности;

АР – два регулятора основного диапазона мощности, в работе может находиться только один регулятор, второй – в режиме готовности;

ЛАР – локальный автоматический регулятор мощности реактора, используется в основном диапазоне мощности; с помощью ЛАР осуществляется регулирование мощности 9−12 зон, на которые условно разбита активная зона реактора.

Исполнительные органы ЛАЗ выполняют функцию предупредительной защиты, вводятся в активную зону до момента снятия аварийного сигнала при аварийном превышении заданного уровня мощности в зонах регулирования ЛАР. Исполнительные органы ЛАЗ могут использоваться для ручного регулирования. Для возможности выполнения исполнительными органами ЛАЗ своих защитных функций логической схемой ЛАЗ накладываются ограничения на их положение в активной зоне. Исполнительные органы ЛАЗ используются также для реализации режима перекомпенсации (ПК-АЗ). Режим ПК предназначен для дополнительного ввода в автоматическом режиме отрицательной реактивности во время аварийного снижения мощности АЗ-1, АЗ-2, управляемого снижения мощности (УСМ), осуществляемого включенным авторегулятором ЛАР или 1(2)АР. Необходимость дополнительного ввода отрицательной реактивности связана с тем, что исполнительные органы авторегулятора не могут обеспечить требуемую скорость аварийного снижения мощности. Исполнительные органы БАЗ предназначены только для аварийного останова реактора. Для выполнения своих функций они должны постоянно находиться во взведенном состоянии. Система управления и защиты в реакторе РБМК − практически единственное средство оперативного управления реактивностью, в том числе заглушения реактора и обеспечения подкритичности. То есть является элементом очень важным с точки зрения обеспечения ядерной безопасности РУ. Рассмотрим более подробно некоторые элементы СУЗ.

Стержни СУЗ

В настоящее время на реакторах используются стержни СУЗ четырех типов.

Стержни РР (АР, ЛАЗ, ЛАР) Их конструкция сложилось в результате усовершенствования конструкции стержней СУЗ реакторов первых очередей при вне- дрении мероприятий по повышению безопасности. Отличительной особенностью от предыдущих конструкций является то, что длина стержней СУЗ увеличена до 6,55 м (на первых очередях они имеют длину 5,5 м, на вторых − 6,2 м) и при положении стержней на ВК поглощающая часть находится на верхнем срезе активной зоны, а низ вытеснителя − на нижнем срезе активной зоны. Это обеспечивает ввод отрицательной реактивности во всем диапазоне перемещения и исключает ввод положительной реактивности во всех ситуациях, что не исключалось при прежней конструкции. Конструкция и расположение стержня РР канале СУЗ. Недостаток стержней данной конструкции − наличие большого столба воды (~ 2,5 м) между вытеснителем и поглотителем в районе телескопического соединения. Это является причиной большого положительного эффекта обезвоживания КО СУЗ в критическом состоянии. С целью уменьшения данного недостатка при дальнейшем усовершенствовании этих стержней СУЗ разработана конструкция с утолщенным телескопом и юбочной конструкцией нижних поглотителей. Стержни данной конструкции внедрены на САЭС.

Конструкция и расположение стержня РР канале СУЗ:

1 – сервопривод; 2 – напорный трубопровод; 3 – головка канала; 4 – защитная пробка; 5 – поглощающий стержень; 6 – телескопическая штанга вытеснителя; 7 – вытеснитель; 8 – сливной трубопровод

После установки 25 стержней эффект обезвоживания КО СУЗ в критическом состоянии, измеренный на холодном реакторе, уменьшился на 0,1 β. После установки 50 стержней на 1, 2 блоках величина эффекта обезвоживания КО СУЗ уменьшается на β. Стержни данной конструкции набираются в режимы РР, ЛАЗ. Скорость ввода стержней в активную зону по сигналу от ключа управления 17−18 с, по сигналу аварийной защиты – 12 с. Стержни быстрой аварийной защиты (БАЗ) Они отличаются от предыдущих тем, что у них отсутствует вытеснитель и диаметр поглощающих элементов больше, чем у стержней РР. Кроме того, каналы для стержней БАЗ имеют пленочное охлаждение. Скорость ввода стержней БАЗ от ключа управления 6−7 с, по сигналу БАЗ – 2,5 с. Эффективность стержней БАЗ составляет ∼ 2 β. Имея такие характеристики, стержни БАЗ обеспечивают совместно с другими стержнями достаточную скорость ввода отрицательной реактивности (1 β/с) по сигналу БАЗ и гарантировано глушат реактор. Укороченные стержни поглотители УСП Стержни УСП состоят из тех же конструкционных элементов, что и стержни РР: поглотителя из четырех звеньев длиной 4088 мм и вытеснителя из шести звеньев длиной 6700 мм. Ход стержней УСП − 3500 мм. Стержни УСП, в отличие от всех других типов стержней, вводятся в активную зону снизу. Вместо телескопического несущего элемента между поглотителем и вытеснителем установлен неподвижный несущий элемент. На всем пути перемещения стержня УСП сохраняется постоянный зазор между поглотителем и вытеснителем, величина зазора составляет 150 мм. Наличие УСП а активной зоне реактора обусловлено такими конструктивными особенностями реактора РБМК-1000, как:

Наличие пара в верхней части активной зоны, приводящее к тому, что верхние части ДП полностью погруженных стержней СУЗ эффективнее нижних;

Запас реактивности на частично погруженных стержнях РР, АР реализуется в верхней части активной зоны;

Столбы воды между поглотителями и вытеснителями стержней СУЗ, находящихся на ВК, поглощают нейтроны лучше, чем вытеснители.

Все эти особенности приводят к тому, что поле энерговыделения смещается в нижнюю часть активной зоны. Для поддержания его формы, близкой к симметричной, предусмотрены УСП. У них длина поглощающей части 4 м, и они вводятся снизу. Схема расположения стержней исполнительных механизмов СУЗ по высоте активной зоны реакторов РБМК

Общее устройство реактора РБМК-1000

Активная зона, ТВЭЛы и топливные кассеты

СУЗ

Контур многократной принудительной циркуляции

Турбина

Топливные кассеты

Разгрузочно-загрузочная машина (РЗМ)