Расчёт скорости изменения температуры натрия в активной зоне реактора БН-600 в режиме остаточных тепловыделений

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ

ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

высшего профессионального образования

Национальный исследовательский ядерный университет «МИФИ»

ФИЗИКО - ТЕХНИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

КАФЕДРА Теплофизики

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТУ

НА ТЕМУ

«Расчёт скорости изменения температуры натрия в активной зоне реактора БН-600 в режиме остаточных тепловыделений»

Студент - дипломник

Домрачев Павел Александрович

Руководитель: Желтышев Вячеслав Антонович

Рецензент:Говоров Петр Петрович

Консультант Харитонов Владимир Степанович

МОСКВА 2016 г.



РЕФЕРАТ

В данной работе производится расчёт различных режимов отвода остаточного тепловыделения в случае использования САРХ-ВТО и при условии отсутствия циркуляции теплоносителя в III контуре. Для этого была произведена модификация и тестирование программы, по которой производился расчёт скорости разогрева теплоносителя в РУ. В ходе модификации программы был произведён расчёт эффективной теплоёмкости петли САРХ-ВТО, а также расчёт тепловых потерь от вентилируемых трубопроводов. По итогам программного расчёта были внесены дополнения в инструкцию по эксплуатации, в части регламента отвода остаточного тепловыделения, в виде дополнения к таблице скоростей разогрева РУ в зависимости от режима и количества суток после останова реактора. Также был произведён анализ режима, при котором выводится в ремонт максимальное количество оборудования. Такой режим стал возможным, при осуществлении отвода остаточного тепловыделения исключительно САРХ-ВТО.

Пояснительная записка содержит V листа печатного текста, V формул, V таблиц, V рисунков, V графиков, V литературных источника, V приложения. Графическая часть состоит из V листов формата А1.

Ключевые слова: ПЛАНОВО ПРЕДУПРЕДИТЕЛЬНЫЙ РЕМОНТ, СИСТЕМА АВАРИЙНОГО РАСХОЛАЖИВАНИЯ, ОСТАТОЧНОЕ ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЕ.

В дипломной работе рассмотрены методы и режимы отвода остаточного тепловыделения энергоблока БН-600 во время планового предупредительного ремонта.



Введение

Энергоблок № 3 Белоярской АЭС был введён в эксплуатацию 8 апреля
1980 года. Он относится к энергоблокам АЭС второго поколения и в основном соответствует требованиям нормативно-технической документации, действующий в СССР на момент разработки проекта. До пуска энергоблока, в 1979 году, было разработано «Техническое обоснование безопасности атомной станции с энергоблоком БН-600 (Белоярская АЭС)». Многолетний срок эксплуатации показал надёжную и безопасную работу энергоблока № 3 Белоярской АЭС с РУ БН-600.

На практике подтверждены заложенные в проекте концепции обеспечения безопасности энергоблока № 3, наиболее важными из которых являются:

· интегральная компоновка реактора, с размещением оборудования и теплоносителя первого контура в одном корпусе, окружённом страховочным корпусом, в сочетании с низким рабочим давлением, практически исключает возможность утечки теплоносителя первого контура;

· низкое давление в корпусе реактора (близкое к атмосферному) за счёт высокой температуры кипения натрия;

· использование трёхконтурной схемы с направленностью давления от третьего (пароводяного) контура ко второму (натриевому нерадиоактивному) и первому (радиоактивному) контуру, что исключает возможность распространения радиоактивного натрия первого контура;

· отсутствие фазовых переходов теплоносителя, что существенно упрощает условия обеспечения надёжного управления реактором;

· малый начальный запас реактивности, в сравнении с другими типами реакторов, меньшее число факторов, влияющих, на реактивность и отрицательный знак коэффициентов реактивности во всем диапазоне рабочих мощностей обеспечивают простоту и надёжность управления и саморегулирование.

Установленный проектом 30-летний срок эксплуатации энергоблока 3 истекал в 2010 году.

Программой развития ядерной энергетики Российской Федерации на период с 1998 по 2005 годы и на период до 2010 года, утвержденной Правительством РФ постановлением № 815 от 21.07.1998, предусматривает проведение работ по реализации мероприятий, направленных на повышение безопасности энергоблоков действующих АЭС и продления срока их эксплуатации.

Основными принципами обеспечения безопасности (защиты и сохранения эффективности барьеров) в ходе эксплуатации энергоблока 3 с реактором БН-600 являются:

· эксплуатация энергоблока в соответствии с нормативно-технической документацией по обоснованным эксплуатационным регламентам и инструкциям;

· поддержание в исправном состоянии систем и оборудования, важных для безопасности, путем проведения на них планово-предупредительных ремонтов, технического обслуживания и замены оборудования, выработавшего ресурс;

· организация эффективно действующей системы документирования результатов работ и контроля;

· разработка организационно-технических мероприятий, направленных на предотвращение перерастания исходных событий в проектные аварии, а проектных аварий - в запроектные, а также направленных на ограничение и ликвидацию аварий, защиту локализующих систем безопасности от разрушения при запроектных авариях;

· разработка плана мероприятий по защите персонала и плана мероприятий по защите населения в случае возникновения запроектных аварий;

· подготовка эксплуатационного персонала для действий в нормальных и аварийных условиях, поддержание его квалификации и дисциплины на требуемом уровне.

Такой подход при проектировании, сооружении и эксплуатации энергоблока 3 соответствует принципу глубоко эшелонированной защиты и обеспечивает высокую степень безопасности энергоблока, несмотря на то, что проектирование энергоблока осуществлялось в 60-70 годы, когда отсутствовали основные нормативно-технические документы по безопасности. Ввод в действие этих документов в 70-х годах позволил, в основном, учесть их в проекте, либо устранить несоответствия в ходе эксплуатации. Однако, ввод в действие в процессе эксплуатации энергоблока новых нормативных документов, распространение требований ПУБЭ АЭС на оборудование 3 контура, изменившиеся нормы по сейсмостойкости и стойкости к внешним воздействиям и результаты проведенного анализа соответствия систем и оборудования энергоблока 3 требованиям новых нормативов показали, что энергоблок имеет некоторые отступления от требований нормативно-технических документов, которые предусматривается устранить в ходе проведения работ по реконструкции в плане подготовки энергоблока к продлению срока его эксплуатации.

Сравнивая проект данного энергоблока с аналогичными проектами, следует отметить, что энергоблок 3 с реактором БН-600 был спроектирован с учетом двадцатилетнего опыта проектирования и эксплуатации отечественных реакторов на быстрых нейтронах (БР-5, БОР-60, БН-350), а также зарубежного опыта разработки и эксплуатации таких реакторов.

В процессе разработки проекта энергоблока 3 с реактором БН-600 аналога отечественных энергоблоков не было. Основные отличия энергоблока с реактором БН-600 от других отечественных реакторов на быстрых нейтронах заключались в конструкции реактора (интегральная, баковая компоновка), конструкции парогенератора (секционный, модульный, прямоточный), выборе технологической схемы теплоотвода, усовершенствовании систем безопасности, применении серийного оборудования третьего контура.

Основными мероприятиями по повышению безопасности энергоблока и устранению отступлений от действующей нормативной документации послужили:

· реконструкция вентсистемы ПС;

· оснащение реакторной установки дополнительной системой аварийного расхолаживания;

· разработка и изготовление механизированных средств для снятия верхних крышек боксов ПГ;

· модернизация системы электроснабжения собственных нужд;

· модернизация системы радиационного контроля;

· сооружение РПУ;

· оснащение реактора каналов измерения температуры до 10000С;

· обеспечение сейсмостойкости зданий, сооружений, систем и оборудования;

· создание второго комплекта аппаратуры аварийной защиты;

· модернизация системы физической защиты;

· оснащение дополнительной системой аварийного расхолаживания.

Для продления срока эксплуатации энергоблока в 2012 году была установлена дополнительная система аварийного расхолаживания с воздушным теплообменником (САРХ-ВТО) и в связи с недавней отладкой оборудования этой системы, появилась необходимость пересмотреть техническое задание на разработку программы, производящей расчёт скорости изменения температуры РУ. Именно данная необходимость обуславливает актуальность работы.

Любая реакторная установка имеет ограниченный ресурс эксплуатации, связанный с утратой физических качеств отдельных деталей или составных частей конструкции, находящихся в условиях повышенной нагрузки. Данный ресурс зависит от частоты и качества ремонта установки.

Для проведения планово-предупредительного ремонта реакторных установок необходимо снизить тепловую мощность реактора до 1% и ниже. Процесс, при котором мощность реактора в заранее предусмотренные сроки по заданному алгоритму снижается от исходного уровня, до ~ 1 % Nном и ниже - вплоть до полного заглушения, называется плановым остановом энергоблока. Далее в РУ осуществляют отвод остаточного тепловыделения - режим, при котором достаточный состав работающего оборудования определяется отводом тепла от остановленного или работающего на мощности до ~1 % Nном реактора, остальное оборудование может быть выведено в ремонт. Во время ремонта РУ БН-600 Белоярской АЭС отвод остаточного тепловыделения производится в соответствии с регламентом. При этом возникает ситуация, когда необходимо прекратить подвод питательной воды в ПГ для осуществления размена петель. Во время данной процедуры происходит разогрев РУ, поэтому для лаборатории контроля реакторов отдела ядерной безопасности и надёжности задача не допускать разогрев оборудования и теплоносителя выше допустимых температур является важной. Данная важность обуславливает значимость выполненной работы. С целью не допустить вышеупомянутого превышения температур, в ЛКР ОЯБиН выпущена программа, которая рассчитывает мощность остаточного тепловыделения, скорость изменения температуры РУ и конечную температуру на интересующем интервале времени. По итогам расчёта времени разогрева установки ремонтный персонал получает программу, с указанными сроками ремонтных этапов.

Данная дипломная работа выполнена с целью выпуска «Программы по расчёту мощности остаточного тепловыделения и скорости изменения температуры реакторной установки БН-600 энергоблока № 3 Белоярской АЭС», её тестирования и отладки, путём сравнительного анализа результатов расчёта и архивных данных показаний термопар, расположенных над активной зоной, в области ЦПК. Программа также может быть использована для обоснования режима отвода остаточных тепловыделений от активной зоны с использованием дополнительной системы аварийного расхолаживания и выводом максимального количества единиц оборудования всех контуров.

Обзор литературы.

Установка на энергоблоке 3 дополнительной системы аварийного расхолаживания реактора (САРХ) входит в перечень мероприятий по оснащению энергоблока 3 техническими средствами для управления запроектными авариями, связанными с необходимостью отвода тепла от реактора, включенных в «Программу подготовки энергоблока 3 Белоярской АЭС к продлению срока эксплуатации».

Дополнительная система аварийного расхолаживания разработана для обеспечения рассеивания в окружающую среду остаточных тепловыделений от реактора при авариях, связанных с потерей системного и надёжного электроснабжения и отказом системы аварийного расхолаживания (вероятность возникновения - менее 10-6 в год).

В 2007 году Белоярской АЭС совместно с СПбАЭП и ФГУП «ОКБМ» проведен ряд плановых работ по выбору варианта дополнительной САРХ и анализу возможности ее размещения в границах действующего энергоблока.

В дипломной работе предложен метод отвода остаточных тепловыделений в режиме «стоп-вода», основанный на использовании натрий-воздушного теплообменника. Проведена сравнительный анализ этого метода. Проведённые расчёты свидетельствуют о возможности расхолаживания энергоблока в условиях остаточных тепловыделений на 10 сутки после заглушения реактора.

На момент получения задания к дипломному проекту в ЛКР ОЯБиН была разработана «Программа по расчёту мощности остаточного тепловыделения и скорости изменения температуры РУ БН-600 Белоярской АЭС», в которой скорость изменения температуры натрия рассчитывалась исходя из соответствующей методики. Так как в 2012 году была установлена дополнительная САРХ с воздушным теплообменником в качестве средства продления ресурса эксплуатации РУ, в методике по расчёту скорости изменения температуры натрия в РУ не был учтён существующий на данный момент вклад в баланс тепла со стороны САРХ-ВТО. Исходя из этого, было проведено ознакомление с существующей методикой расчёта [1], принципом устройства САРХ-ВТО [2], регламентом отвода остаточных тепловыделений [3] и принципом устройства основного оборудования 1 и 2 контура [4]. Было проведено ознакомление с положением о лаборатории, в соответствии с которым одной из основных задач ЛКР является определение условий надежного охлаждения ТВС в переходных режимах. В случае расчёта скорости разогрева РУ, необходимо разместить в регламенте по отводу остаточных тепловыделений «Таблицу скоростей разогрева натрия в РУ» в зависимости от количества прошедших суток после останова и режима расхолаживания.

реакторный циркуляция тепловыделение режим



ГЛАВА 1 ОПИСАНИЕ РЕАКТОРНОЙ УСТАНОВКИ

1.1 Первый контур

Реактор на быстрых нейтронах с жидкометаллическим теплоносителем БН-600 предназначен для наработки ядерного горючего (плутоний) и получения тепловой энергии, с целью последующего преобразования её в электрическую. Реактор БН-600 имеет интегральную компоновку оборудования первого контура: активная зона, ГЦН первого контура и промежуточные теплообменники, а также часть биологической защиты размещены в одном корпусе, заполненном теплоносителем.

Корпус реактора - бак цилиндрической формы с эллипсным днищем и конусной крышей. Диаметр бака - 12,8 м, высота - 12,6 м, толщина стенки корпуса - 30 мм. Корпус окружен страховочным кожухом для предотвращения течи натрия. Перегрузка реактора осуществляется через поворотные пробки, которые установлены на крыше реактора. Бак реактора установлен на 20 катковых опорах в шахте реактора. Температура корпуса и конусной части контролируется 180 термопарами. Давление газа в страховочном корпусе контролируется датчиками давления.

Реактор расположен в бетонной шахте диаметром 15 метров, облицованной стальным листом толщиной 10 мм. Кольцевое пространство между реактором и бетонной шахтой составляет 880 мм и выбрано из условий доступности монтажа теплоизоляции, а также ремонта корпуса и страховочного корпуса.

Сверху шахту с реактором перекрывает верхняя биологическая защита, выполненная в виде кольца, опирающегося на катковые опоры. Биологическая защита представляет собой серию чередующихся слоев стали и серпентинитового бетона. Общая толщина биологической защиты 1,745 м.

Активная зона и окружающие её внутренняя и наружная боковые зоны воспроизводства занимают центральную часть реактора и набираются из шестигранных сборок с номинальным размером «под ключ» 96 мм, хвостовики которых вставляются в гнёзда напорных коллекторов со средним шагом 98,35 мм. Активная зона состоит из 397 ячеек, 369 из которых предназначены для ТВС, 27 для гильз под органы СУЗ и одна для фотонейтронного сурьмяно-бериллиевого источника.

Для выравнивания поля тепловыделения по радиусу активная зона разбита на три радиальные зоны, отличающиеся обогащением окиси урана:

зона малого обогащения (ЗМО) 17 %

зона среднего обогащения (ЗСО) 21 %

зона большого обогащения (ЗБО) 26 %

В зонах малого и среднего обогащения размещены стержни СУЗ и рабочий сурьмяно-бериллиевый источник нейтронов. Второй источник находится на границе активной зоны и внутренней боковой зоны воспроизводства.

Окружающая активную зону зона воспроизводства подразделяется на верхний и нижний торцевые экраны, внутреннюю и наружную боковые зоны воспроизводства.

Торцевые экраны состоят из обедненной окиси урана-235 (0,48 % вес. содержание урана-235), размещенной в нижней и верхней частях ТВЭЛа активной зоны по высоте 300 мм “вверх” и 380 мм “вниз” от обогащенного топлива.

Внутренняя боковая зона воспроизводства примыкает непосредственно к активной зоне и представляет собой два ряда ТВС в количестве 161 шт.

Наружная боковая зона воспроизводства (НБЗВ) содержит 201 ТВС. Толщина ее меняется от азимута, в районе элеваторов загрузки-выгрузки ТВС НБЗВ отсутствуют.

1.1.1 Система управления и защиты реактора БН-600

Система управления и защиты (СУЗ) реактора БН-600 предназначена для:

· измерения мощности и времени удвоения мощности реактора (скорости разгона) во всех диапазонах работы, начиная с подкритического состояния до 100 % номинальной мощности, в том числе и при перегрузках;

· автоматического и дистанционного контролируемого вывода реактора на заданный уровень мощности;

· поддержание заданной плотности нейтронного потока в диапазоне 0,1-100 % номинальной мощности;

· автоматического и дистанционного гашения цепной реакции с различной скоростью при появлении аварийного состояния в реакторе или других узлах установки;

· компенсации изменения реактивности;

· контроля положения органов управления при всех режимах работы реактора;

· автоматического экстренного снижения мощности на заданную величину при возникновении аварийных ситуаций.

Стержень аварийной защиты.

Стержни аварийной защиты (АЗ) являются исполнительными органами подсистемы аварийной защиты и служат для автоматической или ручной (дистанционной) остановки реактора при возникновении аварийной ситуации в реакторе или других узлах установки, а также обеспечивают безопасное подкритическое состояние реактора при перегрузке ТВС и ремонтных работах.

Подсистема АЗ включает в себя 6 стержней. В качестве поглотителя используется карбид бора (В4С), обогащенного В10 до 80 % .

Компенсирующий стержень.

Компенсирующий стержень (КС) является исполнительным органом подсистемы компенсации реактивности и служит для компенсации изменений реактивности вследствие температурных и мощностных эффектов реактивности, а также для компенсации изменения реактивности от выгорания топлива в течение работы реактора между перегрузками.

Число КС составляет 19, поглотителем в которых является естественный карбид бора (В4С).

Стержень автоматического регулирования.

Стержни автоматического регулирования (АР) в количестве 2 шт. являются исполнительными органами подсистемы автоматического регулирования и обеспечивает автоматическое поддержание мощности реактора на любом уровне и перевод его на другую мощность. Поглотителем в стержнях АР является окись европия в молибдене (Eu2O3+Mo).

1.1.2 Оборудование первого контура

Основное оборудование первого контура, размещенного в баке реактора

Электронасос первого контура (ГЦН-1) предназначен для создания циркуляции жидкого натрия по первому контуру.

ГЦН-1 - центробежный, вертикальный, погружной, одноступенчатый, с колесом двухстороннего всасывания, с нижним гидростатическим подшипником и свободным уровнем натрия в насосе.

Теплообменник ОК-505 входит в состав энергетической установки и предназначен для осуществления теплообмена между теплоносителем первого контура, циркулирующим в межтрубном пространстве, и теплоносителем второго контура, циркулирующим внутри трубок. Тип теплообменника вертикальный, кожухотрубный с коаксиальным подводом и отводом теплоносителя второго контура, противоточный. Теплообменник состоит из трёх основных сборок - трубной системы, блока защиты, центральной трубы и деталей крепления. Блок защиты установлен в трубную систему, а центральная труба в блок защиты. Трубная система состоит из 4974 трубок и обечайки, жёстко соединяющей верхнюю и нижнюю трубные доски. Блок защиты состоит из набора стальных и графитовых блоков, заключённых в герметичную полость, заполненную аргоном через отверстия в штуцере. Центральная труба предназначена для подвода теплоносителя второго контура и состоит из двух концентричных обечаек.

В состав оборудования первого контура, расположенного за пределами бака реактора также входят три бака ЗБН-1А, Б, В. Баки запаса натрия первого контура выполнены однотипными (Vгеом = 161,35 м3, Vрабоч = 130 м3). Бак ЗБН-1А соединён с реактором трубопроводом перелива натрия из реактора, газовой компенсации и является компенсатором объёма газовой подушки реактора. Электрообогрев бака включён с установкой 250 0С. Запас натрия в баке составляет 22?30 м3. Бак ЗБН-1Б свободен от натрия, используется лишь его геометрический объём. Бак объединён со страховочным кожухом реактора и является его компенсатором объёма. Электрообогрев бака отключён. Бак ЗБН-1В содержит запас натрия 20?60 м3. Электрообогрев бака отключён. Газовый объём бака соединён с адсорберами системы очистки газа. Баки ЗБН-1А,В используются для подпитки и для поддренирования реактора натрием. Допускается использование газа из ЗБН-1В для подпитки реактора и его страховочного кожуха, если его качество удовлетворяет требованиям к газу в газовой подушке реактора.

Циркуляция натрия в первом контуре организована следующим образом. «Горячий» натрий из активной зоны, зоны воспроизводства и ВРХ поступает в верхнюю смесительную часть корпуса реактора, откуда через зазоры в наборе труб радиационной защиты изливается в верхнюю часть межтрубного пространства шести промежуточных теплообменников. В промежуточных теплообменниках натрий первого контура отдаёт тепло натрию второго контура. Из каждых двух промежуточных теплообменников натрий первого контура поступает в сливную камеру, из которой забирается одним из трёх ГЦН первого контура. ГЦН первого контура подаёт натрий по напорным трубопроводам в напорную камеру реактора, где с помощью коллекторов он распределяется на охлаждение активной зоны, зоны воспроизводства, ВРХ, отражателя нейтронов и внутрибаковой радиационной защиты. Часть натрия из напорной камеры идёт на охлаждение стенок корпуса, после чего, минуя промежуточные теплообменники, поступает на всас ГЦН первого контура.

1.2 Второй контур

Наличие второго контура обусловлено повышенной активностью теплоносителя в реакторе. Второй контур исключает контакт натрия первого контура с паром, находящимся в парогенераторах, а также обеспечивает нормальную эксплуатацию и ремонт третьего контура.

Тепло первого контура отводится тремя автономными петлями второго контура. Каждая петля состоит из теплообменника «натрий-натрий», парогенератора типа ПГН-200М, буферной ёмкости, главного циркуляционного насоса второго контура, холодных ловушек и трубопровода.

Из теплообменника, расположенного в корпусе реактора, натрий второго контура, нагретый до температуры 520 0С по трубопроводам, поступает в горизонтальный коллектор, из которого раздаётся на пароперегревательные и промпароперегревательные модули ПГ. Из пароперегревательного и промпароперегревательного модулей натрий сливается в испаритель. Из испарителей натрий с температурой 328 0С поступает в «холодный» коллектор и далее по трубопроводу в буферную ёмкость. Из буферной ёмкости натрий самотёком поступает во всасывающий коллектор ГЦН-2 и далее в теплообменник «натрий-натрий». Компоновка оборудования второго контура выполнена таким образом, что при отключении ГЦН-2 в петле обеспечивается естественная циркуляция.

Главный циркуляционный насос второго контура предназначен для создания циркуляции жидкого натрия по второму контуру. ГЦН-2 - центробежный, вертикальный, погружной, малозаглублённый, одноступенчатый, с колесом одностороннего всасывания, с нижним гидростатическим подшипником, со свободным уровнем натрия в баке и с линией слива протечек натрия.

Парогенератор ПГН-200М энергоблока с реактором БН-600 состоит из восьми параллельно включенных по всем рабочим средам секций. Каждая секция выполнена из трех функциональных агрегатов-модулей: испарителя (ИМ), пароперегревателя (ОП) и промпароперегревателя (ПП).

Секция имеет трубопроводы обвязки по натрию, воде-пару высокого давления, пару промежуточного перегрева, вспомогательных систем заполнения, дренажа натрия, сдувки газа с установленной на них на входе и выходе каждой секции отсечной (запорной) арматурой, вынесенным баком буферным натриевым (ББН). Секции ПГ оснащены также отдельными технологическими системами электрообогрева, сброса продуктов взаимодействия, контроля чистоты рабочих сред, быстрого обезвоживания, снижения давления в режиме полного обесточивания и др., обеспечивающих эксплуатацию ПГ во всех режимах работы установки.

Бак буферный натриевый, входящий в состав ПГ, является элементом натриевого контура. ББН имеет свободный уровень натрия. Для предотвращения контакта натрия с воздухом газовая полость ББН заполнена инертным защитным газом (аргоном). В нормальных эксплуатационных режимах ББН предназначен для: компенсации термического расширения натрия при его разогреве в режиме пуска петли, приема протечек из уплотнений насоса, а также для приема и первичной сепарации продуктов взаимодействия воды-пара с натрием при разуплотнении теплообменной поверхности в ПГ и последующего сброса этих продуктов в баки аварийного сброса при разрыве мембран от повышения давления аргона.

В ББН установлены датчики уровня натрия и давления в газовом объеме. ББН представляет собой цилиндрический горизонтальный сосуд с эллиптическими днищами, имеющий патрубки подвода натрия от ПГ, отвода натрия к ГЦН-2, подвода протечек от ГЦН-2, сброса продуктов взаимодействия, подвода газа при сдувке его из секции ПГ в режиме заполнения петли натрием, подвода-отвода инертного газа в ББН при заполнении контура и отбора газа для контроля содержания водорода, уровнемера со встроенным сухим каналом, импульсной линии контроля давления.

Внутрикорпусные устройства ББН состоят из коллектора и расположенного над ним перфорированного листа, обеспечивающих равномерный отвод натрия из ББН и предотвращающих образование воронок и захват газа в контур, и отбойных листов, предохраняющих патрубки сброса от прямого действия струи натрия из входного патрубка. С внутренней стороны поверхность цилиндрической части корпуса, днищ и патрубков защищена тепловым экраном, предохраняющим эти элементы от тепловых ударов при резком изменении температур натрия.

При эксплуатации натриевых контуров не исключено загрязнение теплоносителя различными примесями из-за коррозии конструкционных материалов, контакт с воздухом при проведении ремонтных работ и т.д. Особый случай представляет аварийное загрязнение натрия продуктами реакции натрия с водой в случае разуплотнения теплоотдающей поверхности в парогенераторах. В этом случае в натрий может попасть от нескольких десятков грамм до сотен килограммов воды. Очистка теплоносителя второго контура от примесей осуществляется с помощью холодных ловушек примесей. В этих ловушках используется принцип зависимости растворимости примесей в теплоносителе от температуры: чем ниже температура щелочного металла, тем меньшее количество данной примеси может в нём находиться в растворённом виде. Отличительной особенностью конструкции холодных ловушек является наличие трёх последовательно расположенных зон: охлаждаемого отстойника, зоны окончательного охлаждения и изотермического фильтра.

В состав оборудования второго контура также входят 4 бака (ЗБН-2 А,Б,В,Г) запаса натрия. Баки выполнены однотипными (Vгеом = 161,35 м3, Vрабоч = 130 м3) и предназначены для аварийного слива натрия одной из петель в количестве 300?330 м3. В связи с этим баки запаса натрия второго контура заполнены натрием таким образом, что свободный объём в них составляет не менее 330 м3. Для обеспечения расхолаживания отключенной петли по второму контуру в режиме подключения неработающей петли на работающем энергоблоке в одном из баков ЗБН-2 поддерживается температура натрия в пределах 180?200 0С с объёмом натрия не менее 60 м3. На остальных баках ЗБН-2 включён электрообогрев с уставкой 250?290 0С.

1.3 Третий контур

Третий контур пароводяной неактивный, состоит из трёх автономных моноблоков «парогенератор-турбина». Каждая петля включает в себя секционный парогенератор, турбину типа К-200-130-3 со вспомогательным оборудованием.

Циркуляция по пароводяному тракту каждой петли производится по следующей схеме: пар после ПГ при давлении 120?130 кгс/см2 и температуре 500?505 0С по двум паропроводам направляется в цилиндр высокого давления турбины. Отработанный пар после ЦВД при давлении ~28 кгс/см2 и температуре 290?300 0С поступает по двум паропроводам в промпароперегревательные модули ПГ, где нагревается до температуры 500?505 0С, и по четырём паропроводам поступает в ЦСД, ЦНД турбины и сбрасывается в ОК турбины. Из конденсатосборника ОК турбины конденсат с помощью насосов подаётся в блочную обессоливающую установку (предусмотрена 100%-я очистка конденсата) и далее насосами подаётся в систему регенеративного подогрева.

Турбина паровая конденсационная без регулируемых отборов пара типа К-210-130-3 ЛМЗ представляет собой одновальный трёхцилиндровый агрегат с одним промежуточным перегревом пара номинальной мощностью 210 МВт и максимальной 215МВт при 3000 об/мин. Турбина предназначена для непосредственного привода генератора переменного тока типа ТГВ-200-2МУЗ мощностью 200МВт и напряжением 15750 В завода «Электротяжмаш». Турбина имеет семь нерегулируемых отборов пара, предназначенных для подогрева питательной воды в подогревателе высокого давления, деаэраторе и подогревателе низкого давления до 240 0С при номинальной нагрузке турбины.

Система регенеративного подогрева состоит из четырёх подогревателей низкого давления (ПНД-1,2,3,4), водо-питательной установки (ВПУ) и трёх подогревателей высокого давления (ПВД-5,6,7). В состав ВПУ входят деаэратор 0,6 МПа, три питательных насоса типа ПЭ-380-200 и один аварийный питательный насос типа ПЭ-150-67. ВПУ предназначен для снабжения парогенератора питательной водой в режиме нормальной эксплуатации, в аварийных режимах для отвода остаточных тепловыделений от реакторной установки. Деаэраторный бак является аккумуляторной ёмкостью для питательной воды. Деаэраторная колонка осуществляет деаэрацию поступающих водяных потоков паром из паропроводов собственных нужд или паром отборов турбогенератора. Питательные насосы подают питательную воду в испарительные модули парогенератора в любых режимах эксплуатации. Греющий пар на ПНД, ВПУ и ПВД поступает из нерегулируемых отборов турбины. Основной конденсат из ПНД-4, нагретый до температуры ~153 0С, поступает в ВПУ, а затем, нагретый до температуры 161?163 0С, поступает в ПВД, где он подогревается до температуры ~240 0С и далее поступает в испарительные модули ПГ.

Принципиальная схема теплоотводящей петли реакторной установки БН-600 для работы на энергетических уровнях мощности представлена на рисунке 1.



Рисунок 1 - Принципиальная схема теплоотводящей петли энергоблока с реактором БН-600: 1 - реактор; 2 - активная зона; 3 - ГЦН-1; 4 - промежуточный теплообменник; 5 - ГЦН-2; 6 - буферная емкость; 7 - ПГ: 8 ПЭН; 9 _ деаэратор; 10 - конденсатный насос; 11 - конденсатор; 12 - турбина; 13 - генератор



ГЛАВА 2. ОТВОД ОСТАТОЧНОГО ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЯ

После снижения мощности реактора до 1 %Nном и ниже необходимо приступить к отводу остаточного тепловыделения реактора с поддержанием температуры натрия в I и II контурах в пределах 220240 оС.

2.1 Требования во время отвода остаточных тепловыделений

Отвод остаточного тепловыделения реактора должен производиться при соблюдении следующих требований:

1) для охлаждения корпуса и конусной крыши реактора в работе должно быть не менее двух ГЦН_1 при частоте вращения 280 об/мин с введённой в работу защитой по увеличению частоты вращения этих ГЦН выше 310 об/мин, либо, с разрешения ГИС (1ЗГИ), один ГЦН_1 при частоте вращения 560 об/мин (один обратный клапан на напоре отключённого ГЦН_1 закрыт, два других - открыты) на время не более 200 часов в год для каждого ГЦН_1.

Допускается при необходимости, с разрешения ГИС (1ЗГИ), отключение всех ГЦН_1 с обеспечением контроля перемещения патрубков элеваторов перегрузки. Перед отключением всех ГЦН_1 операции по перегрузке реактора должны быть прекращены, во всех ячейках должны быть установлены ТВС. При достижении положения указанных патрубков величины 2 мм до упора ГЦН_1 должны быть включены в работу в количестве и с частотой вращения, указанными в данном пункте;

2) температура натрия I контура должна находиться в пределах 220240 оС.

Допускается снижение температуры натрия в реакторе до 170 оС на время проведения эксплуатационной промывки испарительных модулей ПГ, при этом температура забивания натрия I контура не должна превышать 150 оС. В этом случае перегрузка реактора должна быть прекращена;

3) частота вращения работающего ГЦН_2 должна устанавливаться в соответствии с распоряжением начальника РЦ_2;

4) допускается работа ГЦН_2 без работающего ГЦН_1 этой петли и работа ГЦН_1 без работающего ГЦН_2 этой петли;

5) перед отключением циркуляции питательной воды через ПГ реактор должен находиться в стационарном тепловом режиме не менее 3-х часов;

6) состояние оборудования II и III контуров петли, находящейся в резерве, должно быть следующим:

- ГЦН-2 может быть отключен и подготовлен к включению или работает с частотой вращения не менее 250 об/мин;

- готов к работе Д-6 любой петли со своим АПЭН (ПЭН) и исправной перемычкой по питательной воде или готов к работе Д-6 петли, с находящимся в резерве ГЦН_2, со своим АПЭН (ПЭН) при неисправной перемычке по питательной воде;

- АПЭН (ПЭН) остановлен, собраны электрические схемы на управление АПЭН (ПЭН), проверены защиты и блокировки;

- осушенные по III контуру парогенераторы заполнены азотом.

2.2 Режим работы основного оборудования при отводе остаточного тепловыделения

В первые сутки после останова реактора:

1) на I контуре в работе должны находиться не менее двух ГЦН-1 при частоте вращения 280 об/мин с введённой в работу защитой по увеличению частоты вращения этих ГЦН выше 310 об/мин, либо, с разрешения ГИС (1ЗГИ), один ГЦН_1 при частоте вращения 560 об/мин (один обратный клапан на напоре отключённого ГЦН_1 закрыт, два других - открыты) на время не более 200 часов в год для каждого ГЦН_1.

Допускается при необходимости, с разрешения ГИС (1ЗГИ), отключение всех ГЦН_1 с обеспечением контроля перемещения патрубков элеваторов перегрузки. Перед отключением всех ГЦН_1 операции по перегрузке реактора должны быть прекращены, во всех ячейках должны быть установлены ТВС. При достижении положения указанных патрубков величины 2 мм до упора ГЦН_1 должны быть включены в работу в количестве и с частотой вращения, указанными в данном пункте;

2) на II контуре в работе должны находиться не менее двух ГЦН-2;

3) через испарительные модули ПГ двух работающих петель (с работающими ГЦН_2) должна осуществляться циркуляция питательной воды от работающих АПЭН (ПЭН), при этом на каждой работающей петле должно находиться в резерве не менее одного ПЭН. Модули ОП ПГ осушены и заполнены азотом.

Циркуляция по III контуру работающих петель должна осуществляться по одной из следующих схем:

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 3КТ-4 М238 Д-6;

либо:

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 ОК турбины Д-6;

Д-6 АПЭН ПГ РВС ТК Д-6;

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 БГК ООУ БЧК Д-6;

4) в ОК турбин работающих петель поддерживать вакуум не менее 0,5 кгс/см2, при этом роторы турбин петель с вакуумом в ОК должны быть поставлены на ВПУ.

Допускается, с разрешения ГИС (1ЗГИ), сорвать вакуум в ОК турбин работающих петель, при этом должны быть обеспечены поддержание температуры натрия в баке реактора не более 230 оC и готовность набора вакуума в ОК турбин работающих петель в течение не более 2 часов (включены в работу цирксистема и маслосистема турбин).

5) третья петля может быть выведена из работы по I, II, III контурам, включая секции С.Н. петли.

Во вторые сутки после останова реактора:

1) на I контуре в работе должно находиться не менее двух ГЦН-1 при частоте вращения 280 об/мин с введённой в работу защитой по увеличению частоты вращения этих ГЦН выше 310 об/мин, либо, с разрешения ГИС (1ЗГИ), один ГЦН_1 при частоте вращения 560 об/мин (один обратный клапан на напоре отключённого ГЦН_1 закрыт, два других - открыты) на время не более 200 часов в год для каждого ГЦН_1.

Допускается при необходимости, с разрешения ГИС (1ЗГИ), отключение всех ГЦН_1 с обеспечением контроля перемещения патрубков элеваторов перегрузки. Перед отключением всех ГЦН_1 операции по перегрузке реактора должны быть прекращены, во всех ячейках должны быть установлены ТВС. При достижении положения указанных патрубков величины 2 мм до упора ГЦН_1 должны быть включены в работу в количестве и с частотой вращения, указанными в данном пункте;

2) на II контуре в работе должно находиться не менее одного ГЦН-2;

3) по одной петле (с работающим ГЦН-2) через испарительные модули ПГ осуществляется циркуляция питательной воды от работающего АПЭН (ПЭН), при этом на этой петле в резерве находится не менее одного ПЭН. Модули ОП ПГ осушены и заполнены азотом.

Циркуляция по III контуру работающей петли должна осуществляться по одной из следующих схем:

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 3КТ-4 М238 Д-6;

либо:

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 ОК турбины Д-6;

Д-6 АПЭН ПГ РВС ТК Д-6;

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 БГК ООУ БЧК Д-6.

Вторая петля может, с разрешения ГИС (1ЗГИ), находиться в резерве по II и III контурам. Готовность этой петли к прогреву и заполнению испарительных модулей ПГ питательной водой должна быть не более 2 часов. Перед выводом этой петли в резерв температура натрия в реакторе должна быть установлена исходя из необходимости непревышения величины 240 оC при возможной скорости разогрева (оценку возможной скорости разогрева в зависимости от состава работающего оборудования произвести в соответствии с методикой, приведенной в разделе 11.2 данной инструкции).

4) в ОК турбин работающей и резервной петель поддерживать вакуум не менее 0,5 кгс/см2, при этом роторы турбин петель с вакуумом в ОК должны быть поставлены на ВПУ. Допускается, с разрешения ГИС (1ЗГИ), сорвать вакуум в ОК турбин работающей и резервной петель, при этом должны быть обеспечены поддержание температуры натрия в баке реактора не более 230 оC и готовность набора вакуума в ОК турбин этих петель в течение не более 2 часов (включены в работу цирксистема и маслосистема турбин);

5) третья петля может быть выведена из работы по I, II, III контурам, включая секции С.Н. петли.

В период с 3 по 35 сутки после останова реактора:

1) на I контуре в работе должно находиться не менее двух ГЦН_1 при частоте вращения 280 об/мин с введённой в работу защитой по увеличению частоты вращения этих ГЦН выше 310 об/мин, либо, с разрешения ГИС (1ЗГИ), один ГЦН_1 при частоте вращения 560 об/мин (один обратный клапан на напоре отключённого ГЦН_1 закрыт, два других - открыты) на время не более 200 часов в год для каждого ГЦН_1.

Допускается при необходимости, с разрешения ГИС (1ЗГИ), отключение всех ГЦН_1 с обеспечением контроля перемещения патрубков элеваторов перегрузки. Перед отключением всех ГЦН_1 операции по перегрузке реактора должны быть прекращены, во всех ячейках должны быть установлены ТВС. При достижении положения указанных патрубков величины 2 мм до упора ГЦН_1 должны быть включены в работу в количестве и с частотой вращения, указанными в данном пункте;

2) на II контуре в работе должно находиться не менее одного ГЦН_2;

3) по петле (с работающим ГЦН_2) через испарительные модули ПГ должна осуществляться циркуляция питательной воды от работающего АПЭН (ПЭН), при этом на этой петле в резерве должно находиться не менее одного ПЭН. Модули ОП ПГ осушены и заполнены азотом.

Циркуляция по III контуру работающей петли должна осуществляться по одной из следующих схем:

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 3КТ-4 М238 Д-6;

Д-6 АПЭН ПГ РВС РР-13 БГК ООУ БЧК Д-6;

Д-6 АПЭН ПГ РВС ТК Д-6.

Состояние оборудования II и III контуров петли, находящейся в резерве, соответствует п.11.1.3.6);

4) в ОК турбин всех петель вакуум может быть сорван, при этом готовность к набору вакуума в ОК турбин не требуется;

5) с десятых суток после останова вместо петель циркуляции отвод остаточных тепловыделений, при необходимости, может быть организован с использованием дополнительной системы аварийного расхолаживания САРХ-ВТО на петле № 5 с сохранением одной из других петель циркуляции в резерве в соответствии с ИЭ САРХ ВТО.

Готовность оборудования II и III контура резервной петли циркуляции к вводу в работу в случае отказа оборудования рабочей петли циркуляции (или САРХ-ВТО) должна определяться исходя из условия непревышения температуры натрия в баке реактора более 240 оС при возможной скорости разогрева.

В период с 35 по 60 сутки после останова реактора:

1) на I контуре в работе должно находиться два ГЦН_1 при частоте вращения 280 об/мин с введённой в работу защитой по увеличению частоты вращения этих ГЦН выше 310 об/мин, либо, с разрешения ГИС (1ЗГИ), один ГЦН_1 при частоте вращения 560 об/мин (один обратный клапан на напоре отключённого ГЦН_1 закрыт, два других - открыты) на время не более 200 часов в год для каждого ГЦН_1.

Допускается при необходимости, с разрешения ГИС (1ЗГИ), отключение всех ГЦН_1 с обеспечением контроля перемещения патрубков элеваторов перегрузки. Перед отключением всех ГЦН_1 операции по перегрузке реактора должны быть прекращены, во всех ячейках должны быть установлены ТВС. При достижении положения указанных патрубков величины 2 мм до упора ГЦН_1 должны быть включены в работу в количестве и с частотой вращения, указанными в данном пункте;

2) расход питательной воды через ПГ по III контуру всех петель может быть прекращен, при этом на II контуре в работе должно находиться не менее двух ГЦН-2 с частотой вращения не менее 250 об/мин.

В резерве должен находиться ГЦН-2 третьей петли, либо оборудование III контура: Д-6 любой петли со своим АПЭН (ПЭН) и исправной перемычкой по питательной воде или Д-6 петель, с находящимся в работе ГЦН-2, со своим АПЭН (ПЭН) при неисправной перемычке по питательной воде.

3) при наличии циркуляции питательной воды через испарительные модули ПГ от работающего АПЭН (ПЭН) на II контуре в работе должно находиться не менее одного ГЦН_2 с частотой вращения не менее 250 об/мин (на петле с заполненными по III контуру испарительными модулями ПГ должен находиться в работе ГЦН_2).

В период с 61 суток после останова реактора:

1) на I контуре в работе должно находиться два ГЦН_1 при частоте вращения 280 об/мин с введённой в работу защитой по увеличению частоты вращения этих ГЦН выше 310 об/мин, либо, с разрешения ГИС (1ЗГИ), один ГЦН_1 при частоте вращения 560 об/мин (один обратный клапан на напоре отключённого ГЦН_1 закрыт, два других - открыты) на время не более 200 часов в год для каждого ГЦН_1.

Допускается при необходимости, с разрешения ГИС (1ЗГИ), отключение всех ГЦН_1 с обеспечением контроля перемещения патрубков элеваторов перегрузки. Перед отключением всех ГЦН_1 операции по перегрузке реактора должны быть прекращены, во всех ячейках должны быть установлены ТВС. При достижении положения указанных патрубков величины 2 мм до упора ГЦН_1 должны быть включены в работу в количестве и с частотой вращения, указанными в данном пункте;

2) на II контуре в работе должно находиться не менее одного ГЦН_2 с частотой вращения ~ 250 об/мин;

3) расход питательной воды через ПГ по III контуру всех петель может быть прекращен.

В резерве должен находиться один ГЦН_2.

3.1.5 Приступить к выполнению работ, которые предусмотрены графиком работ на энергоблоке № 3 во время его останова, утвержденным ГИС.

При выполнении ремонтных работ состояние основного оборудования энергоблока № 3, участвующего в отводе остаточного тепловыделения реактора, должно соответствовать указанному в п.3.1.4.

3.1.6 Если в процессе отвода остаточного тепловыделения при выполнении ремонтных работ требуется прекращение циркуляции питательной воды по III контуру всех петель или циркуляции натрия по II контуру, то режим работы основного оборудования энергоблока для отвода остаточного тепловыделения и допустимое время прекращения циркуляции питательной воды или циркуляции натрия по II контуру (в том числе для определения готовности резервного оборудования) должны выбираться в соответствии с таблицей 2.1 приложения 2 в зависимости от скорости разогрева натрия в реакторной установке.

При отличии условий работы оборудования от рассмотренных в таблице 2.1 скорости разогрева натрия в реакторе и допустимое время перерыва циркуляции питательной воды определяются по методике, приведенной в 3 главе.

1 режим: В работе два ГЦН-1 с частотой вращения 280 об/мин, три ГЦН-2 с частотой вращения 250 об/мин, одна фильтр-ловушка I контура, по две фильтр-ловушки на каждой работающей петле II контура. Расход натрия на фильтр-ловушку 5 м3/ч, перепад температуры натрия в фильтр-ловушке 50 оС.

2 режим: В работе два ГЦН-1 с частотой вращения 280 об/мин, два ГЦН-2 с частотой вращения 250 об/мин, режим работы фильтр-ловушек аналогичен первому режиму.

3 режим: В работе два ГЦН-1 с частотой вращения 280 об/мин, один ГЦН-2 с частотой вращения 250 об/мин, режим работы фильтр-ловушек аналогичен первому режиму.

4 режим: В работе два ГЦН-1 с частотой вращения 280 об/мин, одна фильтр-ловушка I контура с расходом натрия 5 м3/ч и перепадом температуры 60 оС.

5 режим: Естественная циркуляция в I контуре, во II контуре циркуляция отсутствует.

Данные таблицы 11.1 приведены для конкретных условий работы оборудования:

1) реактор работает в стационарном режиме перегрузок;

2) температура натрия в контуре составляет 240 оС;

3) в работе ПГ с 8 секциями;

4) фильтр-ловушки работают в режиме:

I контур - в работе одна фильтр-ловушка в режиме холодной очистки с расходом натрия 5 м3/ч и перепадом температуры 60 оС;

II контур - в работе по две фильтр-ловушки на каждой работающей петле с расходом 5 м3/ч и перепадом температуры 60 оС;

5) электрообогрев на контурах с циркуляцией натрия отключен.



глава 3 Методика расчета

3.1 Расчёт скорости разогрева РУ

Скорость разогрева установки (Q) рассчитывается по формуле:

оС/ч, где:

NОСТ - мощность остаточного тепловыделения (кВт), определяется по времени после останова реактора (табл.3.1);

NН - тепловая мощность реактора (кВт) при NН не более 1,0 %Nном;

NГЦН - суммарная мощность, вносимая в контуры каждым работающим ГЦН_1,2 (кВт), определяется из таблицы 3.2;

NТП - суммарная мощность тепловых потерь от I, II контуров (кВт). Тепловые потери при температуре натрия 240 оС от I контура - 540 кВт, от одной петли II контура - 520 кВт, от одной секции ПГ - 30 кВт. При изменении температуры натрия в контуре тепловые потери определяются по рис.3.1;

NЭО - мощность электрообогрева (кВт эл.), учитывается только при работе основных зон контуров (зоны «Н», «Ф»);

NФЛ - тепловая мощность (кВт), снимаемая в фильтр-ловушках I и II контуров. Определяется по формуле:

, кВт,

где: QФЛ - действительный расход натрия через фильтр-ловушку, м3/ч;

dtФЛ - температурный перепад на фильтр-ловушке, оС.

В формулу скорости разогрева подставляется суммарная тепловая мощность, снимаемая каждой работающей на контур фильтр-ловушкой.

СЭФ - суммарная эффективная теплоемкость контуров, участвующих в расхолаживании реактора:

СЭФ = СЭФI + nСЭФII, кВт. ч/оС

где: CЭФI - эффективная теплоемкость I контура,

СЭФI = 620 кВт•ч/оС;

СЭФII - эффективная теплоемкость одной петли II контура,

СЭФII = 230, кВт•ч/оС;

N - количество работающих ГЦН-2.

При отключении одной секции ПГ эффективная теплоемкость петли II контура уменьшается на 20 кВт•ч/оС.

3.2 Расчёт допустимого времени перерыва циркуляции питательной воды по III контуру

Максимальный разогрев при прекращении циркуляции питательной воды по III контуру возможен до увеличения температуры натрия на выходе из ПГ до 240 оС, что определяется условием подачи питательной воды в ПГ. Допустимое время прекращения циркуляции питательной воды по III контуру определяется по формуле:

где QP - расчетная скорость разогрева установки, оС/ч.

Расчетная скорость разогрева установки определяется по средним показаниям термопар II контура за промежуток времени (ИЗМ) :

оС/ч

где: t1, - определяется по термопарам поз.2/1, 2/5, 2/2 на петлях, участвующих в теплоотводе;

k - количество термопар, по которым определяется температура;

- средняя температура натрия на выходе из ПГ (оС), определяется по термопарам поз.2/5.



ГЛАВА 4. УЧАСТКИ ТЕПЛОВЫДЕЛЕНИЯ И ТЕПЛООТВОДА

Во время останова энергоблока с реактором на быстрых нейтронах БН-600 остаточное тепловыделение реактора и тепло, вносимое работающими главными циркуляционными насосами и системой электрообогрева натриевых контуров, отводится в окружающую среду фильтр-ловушками натриевых контуров, питательной водой в парогенераторы, системой аварийного расхолаживания. Также часть энергии отводится в окружающую среду в виде тепловых потерь с вентилируемого оборудования. При составлении пояснительной записки было проведено ознакомление с принципом работы выше перечисленного оборудования, работа которого вносит вклад в тепловой баланс в режиме остаточных тепловыделений. Ниже представлен принцип теплоотвода и тепловыделения на оборудовании.

4.1 Тепловыделение на ГЦН 1,2 контура

Во время работы реактора в режиме остаточных тепловыделений, суммарная мощность, передаваемая главными циркуляционными насосами рис.1 теплоносителю - около 3 МВт. Непосредственный контакт натрия с некоторыми движущимися деталями насоса обеспечивает соответствующий подогрев теплоносителя. Основное тепловыделение в ГЦН происходит на рабочем колесе насоса, когда слой теплоносителя, который находится вблизи стенки колеса начинает ускоряться за счёт центробежной силы вращающегося теплоносителя рабочим колесом. Таким образом, часть энергии вращения колеса передаётся теплоносителю, когда тот проходит путь вдоль по направляющим от центра колеса и до улитки насоса. Также преобразование энергии происходит в гидростатическом подшипнике (ГП), энергия вала насоса переходит в тепловую энергию теплоносителя.

Гидростатический подшипник (рисунок 2) является нижней направляющей опорой вала насоса. Подшипник с взаимообратным щелевым дросселированием работает на перекачиваемом натрии и имеет 8 рабочих и 8 регулировочных камер.

Рисунок 2 - Общий вид ГЦН

Поверхности трения подшипника и ответной втулки вала наплавлены стеллитом ВЗК Стеллит ВЗК - литой сплав на основе кобальта характеризуется высокой износостойкостью и повышенной вязкостью. Выпускаются в виде прутков диаметром 5 - 7 мм и длиной 250 - 300 мм и применяется для упрочнения различных деталей, работающих в условиях интенсивного истирания при высокой температуре. Наносятся эти сплавы электродуговой или газовой сваркой. Наплавленный слой имеет твердость 60...62HRC и высокую красностойкость ( до температур 700 - 800 С), а также сравнительно высокую коррозионную устойчивость в ряде сред. для предотвращения задирания их в моменты пуска и останова.

...