/
Текст
РЕАКТОРЫ ВВЭР-1ООО ДЛЯ АТОМНЫХ ЭДВКТРОЪТ
В.К. Резепов, В.П. Денисов,
Н.А. Кирилюк, Ю.Г. Драгунов,
С.Б. Рыжов
РЕАКТОРЫ ВВЭР-1000
ДЛЯ АТОМНЫХ
' ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Резепов Владимир Константинович -
м^ЩИИ К0Нструкт°Р' в период 1964 - 1987 гг. работал
начальником конструкторского бюро по разработке пооектоа
реакторов ВВЭР-1000. Заслуженный консгРУХ |ф
ГнелХ В с 1957 г, ветеод^атомной
энергетики и промышленности.
Денисов Владимир Павлович —
главный специалист по АЭС, в период 1969 -1989 гг. руководил
тематическим направлением ОКБ «Гидропресс» по разработке
реакторных установок ВВЭР Кандидат технических наук,
заслуженный конструктор РФ, лауреат Государственной премии
СССР награжден орденами Трудового Красного Знамени
и Дружбы народов и медалями. Работает в ОКБ «Гидропресс
с 1955 г., ветеран атомной энергетики и промышленности
Кирилюк Николай Арсентьевич -
ведущий конструктор, а период 1971 - 2003 гг. работал
заместителем начальника отдела по разработке проектов
реакторных установок ВВЭР-1000. Заслуженный конструктор РФ
Работает в ОКБ «Гидропресс» с 1956 г., ветеран атомной
энергетики и промышленности.
Драгунов Юрий Григорьевич -
директор-генеральный конструктор ОКБ «Гидропресс» с 1998 г
Доктор технических наук, заслуженный конструктор РФ,
лауреат премии Совета Министров СССР, действительный
член Международной Академии менеджмента, награждвн
орденом Почета и медалями. Работает в ОКБ «Гидропресс»
с 1966 г., ветеран атомной энергетики и промышленности.
Рыжов Сергей Борисович -
главный конструктор-начальник отделения по разработке
Z.OB реакторных установок ВВЭР для АЭС. Лауреатуремии
Минатома РФ им. академика Н.А. Доллежаля. Работает в ОКБ
«Гидропресс» с 1982 г.
I II UL
ri » r« -
Специально для библиотеки
Полярного Сияния
Не предназначено
для коммерческого
распространения
С радостью примем любую
помощь В пополнении
нашей библиотеки
I IIVL
ri » r« -
Контакная информация:
http://polarlights.borda.ru/
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ ............................................ 3
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ
ОБОЗНАЧЕНИЙ ......................................... 6
Глава 1
ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СИСТЕМЫ РУ ВВЭР-1000 ....... 10
1.1. Состав основного оборудования
и систем нормальной эксплуатации................ 10
1.2. Состав систем безопасности
серийной РУ ВВЭР-1000........................... 24
1.3. Состав систем безопасности РУ ВВЭР-1000
нового поколения................................ 29
Глава 2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ............ 40
Глава 3
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ................ 50
Глава 4
КОРПУС РЕАКТОРА ВВЭР-1000 .......................... 60
4.1. Проектные основы и технические характеристики
корпуса......................................... 60
4.2. Конструкция корпуса........................ 64
4.3. Закрепление корпуса........................ 69
4.4. Уплотнение главного разъема реактора....... 70
4.5. Образцы-свидетели корпусной стали ......... 73
4.6. Выбор основных размеров корпуса ВВЭР-1000.. 89
4.7. Выбор материалов корпуса реактора.......... 99
4.8. Обеспечение качества при изготовлении, монтаже
и эксплуатации.................................. I П
4.9. Определение проектных пределов по давлению
и температуре.................................. 120
4.10. Расчетное обоснование прочности корпуса
и крышки....................................... 128
4.11. Экспериментальное обоснование корпуса
и крышки....................................... 132
Оглавление
Глава 5
БЛОК ВЕРХНИЙ РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ................... 136
5.1. Проектные основы и технические характеристики
блока верхнего................................. 136
5.2. Крышка реактора........................... 140
5.3. Металлоконструкция блока верхнего......... 148
5.4. Уплотнительные устройства разъемных
соединений..................................... 150
5.5. Привод СУЗ................................ 168
Глава 6
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ..... 184
6.1. Проектные основы и технические
характеристики ВКУ............................. 184
6.2. Внутрикорпусные устройства реактора В-187. 189
6.3. Внутрикорпусные устройства реакторов «малой
серии»......................................... 197
6.4. Внутрикорпусные устройства серийного
реактора....................................... 200
6.5. Внутрикорпусные устройства реакторов
повышенной безопасности........................ 201
6.6. Материалы, применяемые для изготовления
внутрикорпусных устройств...................... 213
6.7. Расчетное обоснование внутрикорпусных
устройств...................................... 214
6.8. Экспериментальное обоснование
внутрикорпусных устройств...................... 218
6.9. Изготовление внутрикорпусных устройств.... 224
6.10. Работы с внутрикорпусными устройствами
на АЭС......................................... 227
Глава 7
АКТИВНАЯ ЗОНА РЕАКТОРА ВВЭР-1000 .................. 238
7.1. Проектные основы активной зоны............ 238
7.2. Тепловыделяющие сборки реактора В-187..... 241
7.3. Тепловыделяющие сборки серийного реактора. 250
7.4. Усовершенствованные тепловыделяющие сборки..... 255
7.5. Тепловыделяющие сборки с повышенной
устойчивостью к формоизменению................. 264
Оглавление
7.6. Поглощающие стержни системы управления
и защиты...................................... 272
7.7. Пучок стержней выгорающего поглотителя . 276
Глава 8
ДАТЧИКИ СИСТЕМЫ ВНУТРИРЕАКТОРНОГО КОНТРОЛЯ ....... 280
Глава 9
БЛОК ЭЛЕКТРОРАЗВОДОК ............................. 286
Глава 10
РАБОТА РЕАКТОРА В СОСТАВЕ РУ ..................... 290
10.1. Размещение реактора в герметичной
оболочке АЭС.................................. 290
10.2. Установка реактора в бетонной шахте..... 297
10.3. Управление, контроль и защита реактора... 311
10.4. Режимы нормальных условий эксплуатации
реактора...................................... 314
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ....................................... 326
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............................ 329
Основное оборудование и системы РУ ВВЭР-10ОО
1.1
СОСТАВ ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
И СИСТЕМ НОРМАЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Основное оборудование и системы нормальной эксплуатации
РУ ВВЭР-1000 предназначены для осуществления технологичес-
ких процессов нормальной эксплуатации, т.е. разогрева, выхода
на мощность, работы на мощности, останова, расхолаживания и
перегрузки топлива. В состав основного оборудования и систем
нормальной эксплуатации РУ ВВЭР-1000 входят:
• главный циркуляционный контур и система компенсации
давления;
• система управления и защиты;
• система контроля, управления и диагностики;
• система радиационной защиты;
• система контроля герметичности оболочек твэлов;
• система диагностики;
• транспортно-технологическое оборудование перегрузки топлива.
Главный циркуляционный контур РУ ВВЭР-1000 состоит из
реактора и четырех циркуляционных петель. Каждая циркуля-
ционная петля включает парогенератор, главный циркуляцион-
ный насос и главные циркуляционные трубопроводы, соединя-
ющие оборудование петли с реактором. Создание и поддержание
давления в главном циркуляционном контуре осуществляется
системой компенсации давления.
Главный циркуляционный контур РУ В-187, кроме перечис-
ленного выше оборудования, имеет также по две запорные
10
задвижки Ду 850 на каждой циркуляционной петле. Главные
запорные задвижки позволяют отключить, в случае необходи-
мости, одну или две петли и эксплуатировать реакторную уста-
новку на остальных петлях с соответствующим снижением
мощности. Принципиальная схема РУ В-187 представлена на
рис. 1.1 (показанная на этой схеме пассивная часть САОЗ отно-
сится к системам безопасности РУ).
Рис. 1.1 Принципиальная схема РУ В-187
/—реактор, 2—парогенератор 3 — главный циркуляционный насос;
4 — задвижка Ду 850; 5 — компенсатор давления, 6 — емкость САОЗ
11
В реакторной установке В-187 применяется горизонтальный
корпусной парогенератор с паропроизводительностью 1470 т/ч.
Поверхность теплообмена ПГ включает 11 000 труб 16 х 1,5 мм.
Трубы и сепарационные устройства размещены внутри корпуса
ПГ с внутренним диаметром 4 м и длиной цилиндрической час-
ти 11,4 м. В центральной части корпуса ПГ размещены входной
и выходной коллекторы. Дырчатый погруженный лист вырав-
нивает паровую нагрузку по длине корпуса. Уровень залива воды
над дырчатым листом составляет 100 мм. Пароотводяшие пат-
рубки Ду 350 объединены в общий коллектор Ду 600. Патрубки
продувки и дренажа ПГ расположены в нижней части корпуса
ПГ. Парогенератор устанавливается в боксе на две опоры, кото-
рые обеспечивают свободу перемещения ПГ при термическом
расширении ГЦТ и удерживают его при землетрясении и воз-
действии реактивных усилий при аварии с разрывом крупного
трубопровода.
Для создания циркуляции теплоносителя в первом контуре
используется вертикальный насос центробежного типа с уплот-
нением вала (ГЦН-195) с трехфазным асинхронным электродви-
гателем. Характеристики ГЦН-195:
производительность насоса................ 20 000 м3/ч;
напор насоса.......................... 6,75±0,25 кг/см2;
мощность на валу при рабочих параметрах 5300 кВт;
число оборотов ротора................. 1000 об./мин.
Насос установлен на шаровых опорах, что позволяет ему пе-
ремещаться, следуя за деформационными перемещениями ГЦТ.
Корпус насоса расположен под опорной плитой, которая явля-
ется также биологической защитой, а электродвигатель распо-
лагается выше плиты в боксе. Вал насоса соединен с ротором
электродвигателя торсионной муфтой. На нижнем конце ротора
электродвигателя расположен маховик. Вал насоса вращается в
двух подшипниках. Нижний подшипник — гидростатический,
с питанием контурной водой от вспомогательного импеллера.
Верхний подшипник — радиально-осевой на масляной смазке.
В верхней части осевого подшипника установлено храповое
антиреверсное устройство для исключения вращения вала нера-
ботающего насоса при неплотном закрытии обратного клапана
12
на его нагнетание. Крутящий момент от электродвигателя пере-
дается через торсионную муфту.
ГЗЗ устанавливаются на горячей и холодной нитках циркуля-
ционных петель и управляются при помощи электропривода или
вручную. Основное положение затвора задвижки — «открыто».
ГЦТ соединяют оборудование петель, создавая возможность
циркулирования теплоносителя по замкнутому контуру. Мате-
риал трубопровода Ду 850 — сталь 10ГН2МФА с плакировкой
нержавеющей сталью внутренней поверхности. К главным цир-
куляционным трубопроводам подсоединяются трубопроводы
системы компенсации давления и технологических систем
(подпитки, продувки, дренажа, контура расхолаживания и т.д.).
Для ограничения перемещений трубопроводов при аварийных
разрывах предусмотрены аварийные опоры (ограничители).
Система компенсации давления включает в себя сосуд высокого
давления, импульсно-предохранительные устройства, барботер
и трубопроводы с арматурой. Система КД обеспечивает поддер-
жание давления в первом контуре в стационарных режимах и
ограничение отклонений давления в переходных и аварийных
режимах.
Компенсатор давления выполнен в виде вертикального сосу-
да, установленного на кольцевой опоре. В верхнем днище име-
ется люк и штуцера под трубопроводы впрыска, под трубопро-
воды сброса пара через И ПУ в барботер, под уровнемеры и
импульсные трубки. В нижнем днище имеется патрубок под
трубопровод, соединяющий «горячую» нитку первого контура с
КД. На цилиндрической обечайке КД расположены штуцеры
под уровнемеры и термопреобразователи сопротивления (для
измерения температуры среды в КД). Внутри КД установлено
разбрызгивающее устройство, защитный экран и блоки ТЭН.
За счет тепла электронагревателей достигается кипение воды,
а образующийся пар собирается в верхней части КД, создавая
паровую подушку. Созданное в КД давление по трубопроводу
Ду 350, соединяющему нижнюю часть компенсатора с горячей
ниткой циркуляционной петли, передается в первый контур. По
этому трубопроводу происходит перетечка части теплоносителя
из первого контура в компенсатор или из компенсатора в пер-
вый контур в нормальных переходных режимах (разогрев,
13
расхолаживание, изменение мощности) и при нарушениях рабо-
ты оборудования, приводящих к изменению мощности реактор-
ной установки.
Ограничение отклонений давления от номинального значе-
ния достигается за счет сжатия или расширения паровой подуш-
ки в КД. При снижении давления вода в компенсаторе испаря-
ется, способствуя тем самым поддержанию давления в системе.
При увеличении давления паровая подушка сжимается, в ре-
зультате чего происходит конденсация пара на поверхности воды
и ограничивается рост давления в системе.
При значительном снижении давления в КД паровая подуш-
ка не в состоянии полностью восстановить исходное давление
в контуре, тогда включаются дополнительные группы электрона-
гревателей. При значительном увеличении давления через сопла,
расположенные в верхней части КД (в паровой подушке), пода-
ется теплоноситель из холодной нитки циркуляционной петли
и происходит сжатие паровой подушки за счет конденсации
пара, что замедляет или прекращает рост давления в контуре.
Если, несмотря на подачу теплоносителя в сопла, давление про-
должает расти, то открываются И ПУ и сбрасывают пар в бар-
ботер, где он конденсируется. Пропускная способность ИПУ
выбрана из расчета непревышения 110% расчетного давления.
Выбор основных параметров КД проводится с учетом макси-
мальных положительного и отрицательного объемных возмуще-
ний в проектных режимах работы РУ. Соотношение водяного
и парового объемов КД выбрано из условия, что ни в одном из
проектных режимов, за исключением режимов аварийного
разуплотнения первого и второго контуров, не должен попадать
пар в первый контур из КД и не должно происходить оголение
ТЭН. Мощность ТЭН обеспечивает проектную скорость разо-
грева КД в период пуска реакторной установки и поддержание
давления во время работы на мощности.
Барботер обеспечивает прием пара из КД без разрыва предо-
хранительной мембраны в режимах нормальной эксплуатации
и в режимах с нарушением нормальных условий эксплуатации.
Суммарная пропускная способность разрывных предохрани-
тельных мембран выбрана из условия обеспечения принятия
пара при расходе через все предохранительные клапаны КД.
14
Барботер — горизонтальный цилиндрический сосуд с эллипти-
ческими днищами. В его водяном объеме размещены два кол-
лектора, в которые сбрасываются пар при срабатывании И ПУ
и протечки пара через И ПУ. На каждом коллекторе имеются
сопла для эффективной конденсации пара. Барботер имеет две
мембраны, которые разрываются, если ИПУ не закрывается
после срабатывания. Полный объем барботера равен 30 м3, из
них 20 м3 занимает вода. Газовый объем барботера постоянно
вентилируется азотом для исключения образования взрывоопас-
ной смеси водорода. Корпус барботера и все его элементы
выполнены из стали марки 08X18Н ЮТ.
Импульсно-предохранительное устройство состоит из глав-
ного предохранительного клапана, двух импульсных клапанов,
электротехнических устройств и трубопроводов связи. Главный
предохранительный клапан открывается после открытия им-
пульсного клапана. Импульсный клапан получает сигнал на
открытие от датчиков давления при повышении давления
уставки. На КД установлено три ИПУ, одно является конт-
рольным и настроено на давление 17,76 МПа. Два других явля-
ются рабочими и настроены на давление 18,24 МПа. Одно из
трех ИПУ снабжено устройством для принудительного откры-
тия главного предохранительного клапана оператором в тех
случаях, когда аварийная ситуация требует принудительного
снижения давления в контуре.
Сопла КД соединены трубопроводом с холодной ниткой
петли ГЦТ. Впрыск теплоносителя в паровое пространство КД
производится или с напора работающего ГЦН, или от системы
подпитки первого контура. Трубопровод Ду 200 соединяет КД
с ИПУ и воздушником.
Циркуляционные петли РУ В-320 в отличие от РУ В-187,
РУ В-302 и РУ В-338 не имеют запорных задвижек Ду 850.
Исключение ГЗЗ из состава оборудования РУ сказалось на трас-
сировке ГЦТ, на строительной части и на компоновке основ-
ного оборудования РУ. Внесены также соответствующие изме-
нения и в принципиальную схему РУ В-320, что видно при
сравнении рис. 1.1 и 1.2.
Конструкции парогенератора, главного циркуляционного
насоса, главных циркуляционных трубопроводов и системы
15
компенсации давления РУ В-320 и РУ В-187 схожи, поэтому
описание основного оборудования РУ В-187 может быть рас-
пространено и на РУ В-320.
Реактор В-1000 оснащен устройствами контроля температуры
на выходе из ТВС и контроля распределения энерговыделений
по объему активной зоны, а также контроля давления, перепада
давления на активной зоне и др.
В режимах нормальных условий эксплуатации, при наруше-
нии нормальных условий эксплуатации и при полной потере
источников электропитания должно обеспечиваться непревы-
шение проектных критериев повреждения тепловыделяющих
элементов. Система управления и защиты (СУЗ) реактора служит
для управления реактором при его пуске, работе на мощности,
плановой или аварийной остановке реактора. Предусмотрены
полностью независимые друг от друга комплекты аппаратуры
СУЗ, каждый из которых выполняет функции аварийной и пре-
дупредительной зашиты. Каждый комплект состоит из аппа-
ратуры контроля нейтронного потока, исполнительных меха-
низмов, датчиков технологических параметров и аппаратуры
контроля и формирования сигналов зашиты по технологи-
ческим параметрам, аппаратуры логической обработки сиг-
налов, аппаратуры отображения и протоколирования информа-
ции, аппаратуры коррекции показаний, устройства разгрузки
и ограничения мощности, комплекса устройств электрической
части СУЗ. Каждый комплект аппаратуры выполнен трехка-
нальным.
Система контроля, управления и диагностики (СКУД) служит
для получения и представления оператору информации о рас-
пределении энерговыделений по объему активной зоны, рас-
пределении температуры теплоносителя над активной зоной,
о температуре в трубопроводах и оборудовании первого контура,
тепловой мощности установки, состоянии оборудования пер-
вого контура. СКУД также выдает сигналы предупредительной
защиты реактора и команды для выравнивания поля энерго-
выделений. СКУД состоит из датчиков первичной информации,
линий связи, информационно-измерительной и управляю-
щей аппаратуры, математического обеспечения. В состав дат-
чиков первичной информации входят датчики измерения
16
энерговыделений (ДПЗ), датчики измерения температуры
теплоносителя на входе и выходе ТВС, датчики измерения
температуры теплоносителя на выходе из реактора, датчики
измерения температуры теплоносителя в нитках ГЦК.
Система радиационной защиты предназначена для поддержа-
ния уровней излучений возле оборудования РУ и в помещени-
ях, примыкающих к реактору, в пределах проектных значений,
а также для принятия организационно-технических мер, направ-
ленных на снижение облучения персонала. В целом система
радиационной зашиты представляет собой набор защитных
барьеров на пути распространения радиоактивности и излу-
чений. Система радиационной зашиты полностью состоит из
пассивных элементов. Реактор устанавливается в бетонной
шахте, которая является одновременно биологической зашитой
и опорной конструкцией.
Система контроля герметичности оболочек тепловыделяющих
элементов служит:
• для определения герметичности тепловыделяющих элемен-
тов активной зоны в работающем реакторе по осколочной
активности теплоносителя. Пробы теплоносителя периоди-
чески отбираются и анализируются по отдельным продуктам
деления (радионуклидам йода, цезия). Периодический конт-
роль на работающем реакторе необходим для общей оценки
состояния оболочек твэлов в активной зоне и прогнозирова-
ния этого состояния;
• для определения герметичности тепловыделяющих элемен-
тов каждой ТВС по удельной активности теплоносителя.
Пробы теплоносителя отбираются от ТВС после останова
реактора и анализируются по отдельным продуктам деления
(радионуклидам йода, цезия).
Для контроля герметичности тепловыделяющих элементов ТВС
используется пробоотборная часть системы обнаружения дефект-
ных сборок (СОДС). Индивидуальный контроль на остановлен-
ном реакторе используется для получения данных по отбраковке
ТВС, принятия решения о возможности продолжения эксплуа-
тации контролируемой ТВС в последующую кампанию и способе
хранения ТВС в бассейне выдержки. Аппаратура, применяемая
17
для периодического контроля активности теплоносителя на ра-
ботающем реакторе и на остановленном реакторе, одна и та же.
Она размешается в радиохимической лаборатории.
Системы диагностики осуществляют контроль после останова
реактора (контроль металла) и при работающем реакторе. После
останова реактора могут быть выявлены повреждения (дефек-
ты) в основном металле, в сварных соединениях, на поверхности
теплообменных труб парогенераторов и т.д. Контроль при рабо-
тающем реакторе позволяет обнаружить аномалии в работе
оборудования (вибрацию оборудования, изменение показаний
от датчиков нейтронно-физических и технологических парамет-
ров, акустические шумы, течи). Используются также результаты
радиационно-технологического контроля и телевизионного
контроля. Система режимной диагностики контролирует пара-
метры, определяющие безопасность эксплуатации РУ, а также
остаточный ресурс.
Транспортно-технологическое оборудование перегрузки топли-
ва предназначено для выполнения операций по замене ТВС,
сборок ПС СУЗ и пучков СВП, для транспортировки их на тер-
ритории АЭС и вне АЭС, а также для хранения «свежего»
и отработавшего топлива на АЭС. Операции с высокоактивным
топливом производятся под защитным слоем воды. Для осуще-
ствления транспортно-технологических операций с топливом
используются машина перегрузочная, чехлы и пеналы, захваты,
кантователь и стапель, стеллажи БП и гнездо универсальное.
Все операции со «свежими» и отработавшими ТВС, со сбор-
ками ПС СУЗ и пучками СВП в реакторе и бассейне выдержки
производятся дистанционно машиной перегрузочной, управ-
ляемой оператором из специального помещения. Машина
перегрузочная состоит из моста и тележки, в центральной части
которой установлена рабочая штанга с механизмом переме-
щения. На поворотной площадке тележки установлена штанга
с телевизионной камерой. В стеллажах БВ хранится отрабо-
тавшее топливо, а также размешается аварийная выгрузка
активной зоны. ТВС с негерметичными твэлами хранятся в гер-
метичных пеналах.
На одной оси с реактором, в сторону оси II, находится
бассейн перегрузки. Бассейн рассчитан на выдержку в нем
18
отработавших ТВС. ТВС переносятся перегрузочной машиной
под защитным слоем воды. Бассейн может быть отделен от
бетонной шахты, в которой установлен реактор, специальным
затвором. Выдержанные ТВС перегрузочной машиной загружа-
ются в контейнер, который переносится через специальный
проем на транспортер.
Перегрузка ТВС производится в строгой последовательности
и под строгим контролем. Обычно сначала производится вы-
грузка отработавших ТВС из реактора и установка их в ячейки
стеллажа БП. Затем производится переустановка ТВС и сборок
ПС СУЗ внутри активной зоны. После этого начинается загруз-
ка «свежих» ТВС, сборок ПС СУЗ и пучков СВП в реактор.
Для реализации «мокрой» перегрузки ВКУ(начиная с РУ В-320)
предусмотрен бассейн ревизии ВКУ с двумя колодцами. Внут-
рикорпусные устройства (шахта и БЗТ) переносятся во время
ревизии под слоем воды и устанавливаются в специальные
колодцы, в которых можно провести осмотр и ремонт. Подъем
и опускание ВКУ производятся при соответствующем измене-
нии уровня воды в бетонной шахте и в шахте ревизии ВКУ.
Перенос оборудования при монтаже, перегрузке и ревизии осу-
ществляется мостовым краном грузоподъемностью 320 т. Бла-
годаря введению «мокрой» перегрузки максимальная высота
главного крюка этого крана над полом реакторного зала на 5 м
ниже, чем на 5-м блоке НВАЭС.
Реакторные установки ВВЭР-1000 так называемой «малой»
серии включают серийные реакторы В-302 и В-338. В техничес-
ком задании на серийный реактор ВВЭР-1000 было намечено
применение этого реактора в реакторной установке, выполнен-
ной по составу оборудования и компоновке аналогично реак-
торной установке В-187. Отличие заключалось в том, что число
органов регулирования и, соответственно, количество приводов
СУЗ уменьшалось со 109 до 49 шт.
При уменьшении количества ОР со 109 до 49 шт. число
поглощающих элементов в каждом ПС СУЗ было увеличено с 12
(в реакторе В-187) до 18 шт. (в серийном реакторе). На основа-
нии этого задания и предварительных физических расчетов,
выполненных в ИАЭ им. И.В. Курчатова, для 1-го блока Южно-
Украинской АЭС был произведен значительный задел по
19
изготовлению крупных узлов реактора (крышка верхнего бло^а,
блок защитных труб, днище шахты) на Ижорском заводе.
Из уточненных физических расчетов, выполненных в ИАЭ
им. И.В. Курчатова позднее, следовало, что из-за недостаточ-
ной эффективности карбида бора (В4С), примененного в погло-
щающих элементах, требуется увеличение числа органов регу-
лирования с 49 до 61 шт. После рассмотрения технического
проекта реактора В-302 и дополнительного обоснования ИАЭ
им. И.В. Курчатова возможности оставления для одного комп-
лекта реактора 49 органов регулирования принято решение
о необходимости увеличения количества органов регулирования
до 61 в серийном реакторе (индекс В-338) кроме 1-го блока
Южно-Украинской АЭС, где (с учетом производственного
задела) оставлено 49 ОР. Поэтому реакторная установка под
индексом В-302 использована только для 1-го блока ЮУАЭС.
Реакторная установка В-338 использована на 2-м блоке Южно-
Украинской АЭС и на первом и втором блоках Калининской
АЭС. Реакторная установка В-338 по составу оборудования и
компоновке полностью соответствует реакторной установке
В-302, за исключением количества органов регулирования.
Реакторная установка «малой» серии является усовер-
шенствованной модификацией по отношению к реакторной
установке В-187, так как в ней применен серийный реактор
с сокращенным количеством приводов СУЗ, бесчехловые ТВС
и дополнительные элементы раскрепления оборудования и тру-
бопроводов (для восприятия сейсмических нагрузок). Изме-
нились также стеллажи бассейна выдержки, транспортная тех-
нология и трассировка электрокоммуникаций. Реакторная
установка «малой» серии, в отличие от 5-го блока НВАЭС, имеет
один турбогенератор мощностью 1000 МВт.
В проектах РУ В-302 и РУ В-338 почти без изменений приме-
нено основное оборудование, разработанное для реакторной
установки В-187: корпус реактора, парогенератор, компенсатор
давления, барботер, главный циркуляционный насос, емкость
САОЗ, трубопроводы системы компенсации давления и САОЗ,
транспортно-технологическое оборудование, система конт-
роля корпуса.
20
В реакторах В-302 и В-338 применены шаговые электромаг-
нитные приводы СУЗ (ШЭМ), разработанные в ОКБ «Гидро-
пресс», в отличие от линейных шаговых приводов СУЗ (Л ШП).
разработанных в С КБ Ижорского завода и используемых в
реакторе В-187 на 5-м блоке НВАЭС. Первый комплект штат-
ных приводов ШЭМ для 1-го блока Южно-Украинской АЭС
был изготовлен, испытан и поставлен ОКБ «Гидропресс».
Доработка, отразившаяся на компоновке оборудования
РУ В-302 и РУ В-338, касалась также узлов закрепления обору-
дования для обеспечения сейсмостойкости. КД и емкости САОЗ,
кроме нижней опоры, имеют в верхней части закрепление в виде
радиальных шпонок. ПГ и ГПН, установленные на опорах каче-
ния, а также трубопроводы системы компенсации давления
и системы аварийного охлаждения зоны дополнительно за-
креплены с помощью гидроамортизаторов. Гидроамортизаторы
не препятствуют медленному перемещению оборудования и
трубопроводов из-за температурного расширения, но ограничи-
вают перемещение оборудования и трубопроводов при земле-
трясении в пределах нескольких миллиметров.
В реакторной установке В-320 (так называемой серийной) ис-
пользуется серийный модернизированный реактор ВВЭР-1000.
Понятие «модернизация» по отношению к серийному реактору
ВВЭР-1000 заключается в том, что в проект реактора были вне-
сены изменения, которые учитывали специфику работы реак-
тора в составе ГЦК, в котором нет ГЗЗ, но применены ГПН,
разработанные для ГЦК с ГЗЗ. Поэтому, с учетом напорной
характеристики ГЦН, в модернизированном серийном реакторе
ВВЭР-1000 было увеличено гидравлическое сопротивление трак-
та в основном за счет уменьшения проходного сечения отверс-
тий в днище шахты внутрикорпусной.
В техническом проекте РУ В-320 реализованы следующие
усовершенствования:
1) исключены главные запорные задвижки Ду 850 на петлях
главного циркуляционного контура. Исключение ГЗЗ обосно-
вывается следующим:
• для серийной установки В-320 используется оборудование,
надежно работающее на РУ «малой» серии, что предполагает
21
небольшую вероятность выхода из строя ПГ и ГЦН, распо-
ложенных в отключаемой части первого контура;
• серийные блоки АЭС должны работать в мощной энергосис-
теме, поэтому, при необходимости ремонта ПГ и ГЦН, блок
может быть отключен без ограничений;
• оптимизируется компоновка РУ, уменьшаются длина и
сопротивление петли ГЦК, увеличивается сейсмостойкость
ГЦТ;
• уменьшается количество сварных швов на ГЦТ Ду 850
(на 16 шт.), т.е. повышается надежность первого контура;
• исключаются циклы нагружения циркуляционных петель,
обусловленные срабатыванием ГЗЗ (нагрев—охлаждение при
отключении—подключении петли), при этом сохраняются
эксплуатационные возможности блока (возможность работы
на неполном числе петель, ремонт без выгрузки зоны и т.д.);
• исключаются оборудование и системы, связанные с ГЗЗ
(например, дренажи, подпитка для уплотнения тарелок,
система разогрева—расхолаживания петли), а также исклю-
чается проблема ремонта корпусов задвижек, что упрощает
эксплуатацию и снижает капитальные затраты;
• возрастает конкурентоспособность РУ, так как реализуется
техническое решение, внедренное на подавляющем большин-
стве зарубежных АЭС;
2) принята «мокрая» перегрузка внутри корпусных устройств.
Целесообразность перехода на «мокрую» перегрузку обосновы-
вается следующим:
• сокращается металлоемкость РУ за счет исключения защит-
ного контейнера, некоторых грузоподъемных траверс и дру-
гого транспортного оборудования;
• сокращена грузоподъемность полярного мостового крана с
400 до 320 т; '
• улучшена радиационная обстановка и контроль при перегруз-
ке ВКУ, повышена безопасность при транспортировке ВКУ;
• существенно сокращена высота защитной оболочки и сокра-
щены сроки строительства, стоимость строительства и эксп-
луатации защитной оболочки;
22
3) усовершенствована система перегрузки топлива:
• увеличены размеры бассейна перегрузки, что позволяет вы-
держивать отработавшее топливо в бассейне не менее трех
лет, т.е. появляется возможность вывозить топливо на реге-
нерацию непосредственно из реакторного помещения;
• приямок бассейна, в который устанавливается тяжеловесный
контейнер для вывоза отработавшего топлива, выполнен сту-
пенчатым, что соответствует требованиям МАГАТЭ о подъеме
контейнера при его транспортировке на высоту не более 9 м;
• транспортно-технологическое оборудование, включая стеллажи
бассейна перегрузки, выполнено в сейсмостойком исполнении;
4) разработан главный циркуляционный насос ГЦН-195М
с учетом опыта эксплуатации ГЦН-195 в следующих направ-
лениях:
• максимальная герметизация насоса, создание механического
уплотнения вала с минимальными протечками, т.е. реконст-
рукция узла, во многом определяющего надежность и без-
опасность работы ГЦН и АЭС в целом;
• снижение зависимости насоса от влияния обслуживающих
систем АЭС, т.е. обеспечение автономности ГЦН;
• повышение пожарной безопасности ГЦН путем замены
горючих масел на воду в системе смазки подшипников насоса
и электродвигателя;
• обеспечение целостности и работоспособности насоса в го-
рячем контуре без подачи охлаждающей воды при длитель-
ном обесточивании АЭС;
• создание и внедрение диагностических средств, обеспечива-
ющих качественный контроль ГЦН и его систем и возмож-
ность определения остаточного ресурса.
Насос ГЦН-195М представляет собой одноступенчатый цент-
робежный насос вертикального исполнения. Внутри корпуса
закрепляется направляющий аппарат. Нижняя проставка явля-
ется основным несущим узлом. Верхняя проставка служит опо-
рой электродвигателя, на валу которого размещается маховик.
Электродвигатель с насосом соединяется при помощи торсион-
ного вала и шлицевых полумуфт. В корпусе установлен блок
23
уплотнения вала и радиальный подшипник с вкладышем из
графитофторопластовой прессованной массы. Подшипник сма-
зывается водой из системы автономного контура. На валу
имеются шлицы для посадки рабочего колеса и гребня осевого
подшипника. Рабочее колесо центробежного типа с лопатками
двойной кривизны. Блок торцового уплотнения вала предотвра-
щает протечки воды из ГЦН. Антиреверсивное устройство пре-
дотвращает работу ГЦН в турбинном режиме. Тепловые экраны
защищают зону автономного контура, радиальный подшипник
и вкладыш подшипника от воздействия горячей воды;
5) по результатам изготовления, испытаний и эксплуатации
внесены конструктивные изменения в техническую документа-
цию на привод ШЭМ, на блок верхний, на ВКУ, на ТВС, на
сборки ПС СУЗ и пучки СВП и т. д.
СОСТАВ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ СЕРИЙНОЙ РУ ВВЭР-1000
Системы безопасности РУ предназначены для предупреждения
аварий и ограничения их последствий. Системы безопасности
РУ В-320 включают:
• пассивную часть системы аварийного охлаждения активной
зоны (САОЗ);
• систему аварийного охлаждения активной зоны высокого
давления;
• систему аварийного охлаждения активной зоны низкого дав-
ления;
• систему защиты первого контура от превышения давления;
• систему защиты второго контура от превышения давления;
• систему аварийного газоудаления;
• систему аварийной подачи питательной воды.
Пассивная часть САОЗ предназначена для быстрой подачи
раствора борной кислоты в реактор, когда давление в первом
24
контуре падает ниже давления в емкостях САОЗ (ниже 5,9 МПа).
В авариях с потерей теплоносителя для продолжения эффектив-
ного расхолаживания активной зоны необходимо сохранить ее
залитой до уровня, превышающего верхнюю отметку разогре-
того топлива (желательно, до отметки нижней образующей
входного патрубка Ду 850).
Основными компонентами пассивной части САОЗ являются
четыре емкости, трубопроводы и арматура. Каждая емкость
имеет полный объем 60 м3, из которых 50 м3 занимает раствор
борной кислоты концентрацией 16 г/кг, а 10 м3 — азотная
подушка под давлением 5,9 МПа. Емкость соединяется трубо-
проводом с корпусом реактора. Две емкости соединены с вход-
ной камерой реактора, а две другие — с выходной камерой
реактора. При нормальной работе РУ емкость отключена от
реактора двумя последовательно расположенными обратными
клапанами Ду 300. Кроме них на каждом трубопроводе установ-
лены две быстродействующие запорные задвижки Ду 300, кото-
рые отсекают емкость от реактора с целью исключения попада-
ния азота из емкости в реактор. Эти задвижки необходимы также
для отключения емкости при плановом снижении давления в
первом контуре и при неисправности обратных клапанов Ду 300.
Электродвигатели быстродействующих задвижек подключены
к источникам надежного питания, управляются дистанционно
с БЩУ, РЩУ и автоматически по блокировкам. В процессе нор-
мальной эксплуатации РУ обе задвижки открыты. Когда дав-
ление в реакторе падает ниже давления в емкости, обратные
клапаны открываются под воздействием перепада давления и
вода из них поступает в реактор. Пассивная часть САОЗ осна-
щена системами контроля и управления.
Система аварийного охлаждения активной зоны высокого
давления подает в первый контур высококонцентрированный
раствор борной кислоты при НИУЭ и в аварийных ситуациях.
При нормальной работе РУ эта система находится в режиме
готовности. Система включается автоматически в аварийных
ситуациях, связанных с непредусмотренным разуплотнением
трубопроводов и оборудования первого и второго контуров, или
в случае обесточивания блока. Система включает в себя баки
аварийного запаса концентрированного раствора бора внутри
25
и вне защитной оболочки, бак-приямок герметичной части
защитной оболочки, насос аварийного впрыска бора, насос по-
дачи бора высокого давления, трубопроводы и арматуру. Все
три канала системы подключаются к «холодным» ниткам ГЦТ.
На напорной стороне насоса аварийного впрыска бора по-
следовательно установлены два обратных клапана, задвижка
(нормально закрыта) и дроссельная шайба. Баки с раствором
для насосов аварийного впрыска бора находятся в гермозоне.
Контроль технологических параметров и управление оборудо-
ванием САОЗ высокого давления осуществляется автоматизи-
рованной системой управления технологическими процессами
(АСУ ТП).
Система аварийного охлаждения активной зоны низкого давле-
ния предназначена для аварийного расхолаживания и последую-
щего продолжительного отвода остаточного тепла от зоны после
аварии с разуплотнением первого контура, для планового рас-
холаживания РУ, для отвода остаточных тепловыделений при
перегрузке топлива, а также при проведении ремонтных работ
со сниженным уровнем теплоносителя. САОЗ низкого давления
совмещает функции системы нормальной эксплуатации и сис-
темы безопасности. Как система безопасности она обеспечивает
отвод тепла от активной зоны при нарушении герметичности
ГЦК, а как система нормальной эксплуатации — отвод тепла от
активной зоны в режиме планового расхолаживания. САОЗ низ-
кого давления состоит из трех независимых каналов. Управле-
ние и контроль САОЗ низкого давления выполнены в трехка-
нальном исполнении.
Система защиты первого контура от превышения давления
предназначена для зашиты РУ от превышения установленного
давления в первом контуре. Структурно система состоит из трех
независимых ИПУ, установленных параллельно на трубопро-
воде сброса пара из компенсатора давления в барботер.
Для защиты второго контура от превышения давления на па-
ропроводах свежего пара установлены паросбросные устройства
(БРУ-К, БРУ-А) и предохранительные клапаны. На каждом ПГ
установлены одно БРУ-А и два ПК, защищающие ПГ и паро-
проводы от чрезмерного повышения давления в некоторых ава-
рийных режимах и в режимах с непредусмотренным снижением
26
нагрузки турбогенератора. Суммарная пропускная способ-
ность ПК превышает максимальную производительность ПГ
и обеспечивает защиту второго контура при отказе БРУ-К и
БРУ-А.
БРУ-А обеспечивает отвод остаточного тепловыделения
активной зоны и расхолаживание РУ за счет сброса пара из ПГ
при обесточивании энергоблока, когда давление в первом кон-
туре выше давления, при котором возможна работа САОЗ низ-
кого давления. Кроме того, БРУ-А позволяет удержать реактор
на мощности за счет сброса излишков пара в атмосферу в режи-
мах скачкообразного уменьшения нагрузки турбогенератора с
одновременным отказом БРУ-К.
БРУ-К служат для сброса пара в конденсатор турбины при
закрытии стопорных клапанов турбины или при резком сниже-
нии нагрузки турбогенератора. БРУ-К также используются при
расхолаживании реакторной установки за счет отвода пара из
ПГ в конденсатор турбины. При пуске блока через БРУ-К
также сбрасывается пар в количестве, необходимом для пуска
турбины.
На паропроводе каждого ПГ после БРУ-А и ПК по ходу пара
установлено по одному быстрозапорному отсечному клапану
и одному обратному клапану. БЗОК прекращает истечение пара
из ПГ при разрыве паропровода после БЗОК по ходу пара.
Обратный клапан прекращает истечение пара из неаварийных
парогенераторов при разрыве паропровода на участке от паро-
вого коллектора ПГ до БЗОК или до обратного клапана. Обрат-
ный клапан является пассивным устройством и закрывается за
счет обратного перепада давления в нем.
Система аварийного газоудаления состоит из трубопроводов с
арматурой, связывающих воздушники реактора, КД, коллек-
торов ПГ по первому контуру с барботером. В аварийных ситу-
ациях, когда давление в первом контуре выше напора насоса
аварийного впрыска бора, эта система используется для сниже-
ния давления в первом контуре. В аварийных ситуациях с ого-
лением активной зоны и возникновением пароциркониевой
реакции трубопроводы этой системы могут использоваться для
удаления парогазовой смеси из-под крышки реактора и из
коллекторов ПГ.
27
Рис. 1.2. Принципиальная схема оборудования и систем безопасности РУ В-320
/ — барботер; 2 — компенсатор давления; 3 — бак запаса концентрированного
раствора бора: 4 — деаэратор подпитки; 5 — спринклерный насос; 6 — бак
запаса концентрированного раствора бора; 7— насос аварийного впрыска
бора; 8 — насос впрыска бора; 9 — дизель-генератор; 10 — насос аварийного
расхолаживания; / / — теплообменник аварийного расхолаживания; 12 — резервуар
с технической водой; 13 — бак-приямок аварийного запаса бора; 14 — главный
циркуляционный насос; 15 — парогенератор и паропровод с арматурой;
16 — емкость пассивной части САОЗ; 17— спринклерная насадка
28
Система аварийной подачи питательной воды предназначена
для подачи питательной воды в ПГ в аварийных режимах, свя-
занных с обесточиванием энергоблока и нарушением нормаль-
ной подачи питательной воды в ПГ. При обесточивании энер-
гоблока система осуществляет подачу воды в ПГ и совместно с
БРУ-А отводит остаточное тепловыделение активной зоны либо
расхолаживает РУ до давления, при котором включается САОЗ
низкого давления. Система состоит из трех независимых кана-
лов, содержащих аварийный питательный насос, бак запаса
химически обессоленной воды, трубопроводы и арматуру. Элект-
родвигатели аварийных питательных насосов и привода опера-
тивной арматуры подключены к надежному питанию.
Принципиальная схема оборудования и систем безопасности
РУ В-320 представлена на рис. 1.2.
1.3
СОСТАВ СИСТЕМ БЕЗОПАСНОСТИ РУ ВВЭР-1000
НОВОГО ПОКОЛЕНИЯ
После крупной аварии на АЭС «Три Майл Айленд» (США,
1979 г.) был поставлен вопрос о необходимости повышения
безопасности и надежности АЭС с ВВЭР, уменьшении риска
аварий с разрушением активной зоны и выходом расплавлен-
ной массы за пределы корпуса реактора. После катастрофы на
Чернобыльской АЭС (1986 г.) на многие годы были свернуты
практически все программы строительства новых энергоблоков
АЭС, в том числе и энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000, которые
были в строительном заделе. Необходимо было разработать кон-
цепцию нового поколения АЭС с ВВЭР — концепцию сущест-
венного повышения уровня безопасности (практического исклю-
чения риска аварий с разрушением активной зоны).
Концепция проекта АЭС повышенной безопасности разрабо-
тана совместно институтом «Атомэнергопроект», ОКБ «Гидро-
пресс» и Российским научным центром «Курчатовский институт».
29
Концепция существенного повышения уровня безопасности
реакторов и РУ ВВЭР:
• принять меры по существенному снижению вероятности
тяжелого повреждения или расплавления активной зоны.
Строго выполнять программу обеспечения качества на всех
этапах создания реакторной установки и энергоблока в це-
лом. Оснастить энергоблоки системами диагностики, даю-
щими информацию о состоянии РУ в каждый момент и, при
необходимости, советы оператору (вплоть до введения в дей-
ствие средств защиты);
• использовать пассивные системы, работающие без подачи
внешней энергии и без вмешательства оператора, для пред-
отвращения повреждения и для поддержания длительного
расхолаживания активной зоны при авариях. Не допустить
перерыва в надежном охлаждении активной зоны в любой
ситуации во избежание ее перегрева и разрушения;
• использовать как активные, так и пассивные системы расхо-
лаживания активной зоны в случае возникновения аварии;
• выполнять мероприятия, повышающие способность РУ са-
мой предотвращать развитие аварий и ограничивать тяжелые
последствия, без участия обслуживающего персонала и по-
требления внешней энергии. Заложить в конструкцию реак-
тора физические принципы, приводящие к самогашению
ядерной реакции в начале разгона и исключению ядерной
аварии;
• применять системы барьеров на пути распространения иони-
зирующих излучений и радиоактивных веществ в окружаю-
щую среду и системы технических и организационных мер
по защите каждого барьера;
• сохранить принципиальные основные технические решения
по оборудованию и системам, подтвержденные положитель-
ным опытом эксплуатации АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000.
Существенно повысить надежность оборудования, систем,
устройств, приборов.
При разработке проекта РУ ВВЭР-1000 повышенной безопасности
(В-392) сохранены принципиальные основные технические
решения и оборудование, реализованные в проекте РУ В-320,
30
и выполнены требования новых российских нормативно-техни-
ческих документов и рекомендаций МАГАТЭ. Особое внима-
ние уделено повышению надежности, ресурса, экономичности
и безопасности основного оборудования и применению усовер-
шенствованных пассивных и активных систем безопасности
с независимыми каналами разного принципа действия.
В проекте РУ В-392 применены усовершенствованный реак-
тор В-392, усовершенствованный ПГ, ГЦН с усовершенство-
ванной конструкцией уплотнений. Повышена эффективность
аварийной зашиты за счет увеличения количества ОР СУЗ, что
позволяет поддерживать реактор в подкритическом состоянии
при расхолаживании до 100 °C без ввода борного раствора.
В проекте реактора В-392 применена более экономичная и на-
дежная активная зона, исключающая положительные эффекты
реактивности из-за обратных связей по параметрам, обеспечены
отрицательные коэффициенты реактивности по температуре
теплоносителя и топлива в течение всей кампании.
В реакторе применен совмещенный контроль распределения
энерговыделений по высоте ТВС, температуры теплоносителя
на входе и выходе из ТВС и уровня теплоносителя в реакторе
(при запроектных авариях). Установка образцов-свидетелей
корпусной стали осуществляется на внутренней поверхности
корпуса реактора напротив активной зоны, что приближает
условия воздействия нейтронного потока на металл образцов-
свидетелей к реальным условиям облучения корпуса реактора.
В проекте предусмотрено использование усовершенствован-
ного ПГ, в котором улучшена конструкция крепления пучка
теплообменных труб, организована продувка из мест с наиболь-
шей концентрацией солей в котловой воде ПГ.
Применение ГЦНА-1391 с уплотнением вала, исключающим
течь теплоносителя при обесточивании на 24 часа, позволяет
сохранить плотность главного циркуляционного контура при
отсутствии подачи запирающей воды ГЦН.
В проекте РУ В-392 применены новые пассивные системы
управления запроектными авариями:
• пассивная система быстрого ввода бора (СБВБ) в теплоноси-
тель первого контура в режиме отказа аварийной зашиты
реактора (режим ATWS);
31
• система отвода остаточных тепловыделений в авариях с поте-
рей всех источников электроснабжения переменного тока
(СПОТ);
• дополнительная система пассивного залива активной зоны
(ГЕ-2) при течах из первого контура при полном обесточива-
нии АЭС.
В проекте РУ В-392 применены усовершенствованные активные
системы безопасности и концепция «течь перед разрывом» для
трубопроводов первого контура. Внедрение этой концепции сни-
жает вероятность разрывов трубопроводов, так как раннее обнару-
жение течи позволяет принять своевременные меры для предот-
вращения аварии. При этом обеспечивается необходимый контроль
протечек теплоносителя и состояния металла, а также упроща-
ется обслуживание оборудования и систем нормальной эксплуа-
тации и систем безопасности за счет отказа от применения мас-
сивных опор-ограничителей, улучшается компоновка помещений.
В проекте РУ В-392 применены новые, более совершенные
системы АСУ ТП и системы диагностики, которые позволят
получить необходимую информацию и управлять технологи-
ческими процессами в РУ с целью предотвращения развития
и смягчения последствий аварий. Система диагностики выпол-
няет основные функции контроля состояния корпуса реактора,
ПГ, арматуры, трубопроводов, возникновения и развития
дефектов в материале оборудования, обнаружения течей, сво-
бодно движущихся предметов в контуре, шумового контроля
приводов СУЗ. ВКУ и ГЦН.
В проекте РУ В-392 применен бассейн перегрузки с уплот-
ненным хранением топлива и усовершенствованная система
перегрузки топлива.
В проектном обосновании РУ В-392 учтены запроектные
аварии и сейсмические воздействия при землетрясении:
• при землетрясении интенсивностью, меньшей или равной
проектному землетрясению (до 7 баллов по шкале MSK-64),
РУ должна обеспечивать нормальное функционирование без
остановки;
• при землетрясении с интенсивностью большей, чем про-
ектное землетрясение, вплоть до максимального расчетного
32
землетрясения (8 баллов по шкале MSK-64), РУ должна обес-
печивать возможность ее безопасной остановки и расхола-
живания.
Принципиальная схема основного оборудования и систем
РУ В-392 представлена на рис. 1.3, а основные технические
характеристики в таблице.
Особенностью усовершенствованных проектов нового поколе-
ния, к которым относится и проект РУ В-392, является учет в про-
ектах требований новых нормативных документов по управлению
запроектными авариями, представленных в ПНАЭ Г-1-011-97,
ПНАЭ Г-01-036-95, ПНАЭ Г-1-024-90, ПНАЭ Г-03-33-93.
В качестве запроектной определена авария, вызванная не учи-
тываемыми для проектных аварий исходными событиями или
сопровождающаяся дополнительными, по сравнению с проект-
ными, авариями, отказами систем безопасности сверх еди-
ничного отказа, реализацией ошибочных решений персонала.
Основные технические характеристики реактора В-392
Характеристика Значение
Номинальная тепловая мощность, МВт 3012
Давление в реакторе на выходе из активной зоны, МПа Температура теплоносителя в реакторе, °C: 15,7
— на входе в реактор 291
— на выходе из реактора 321
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 84 800
Средняя линейная плотность энерговыделений, Вт/см 166
Максимальная линейная плотность энерговыделений, Вт/см 448
Количество тепловыделяющих сборок, шт. 163
Количество органов регулирования СУЗ, шт До 121
Обогащение топлива подпитки по 235U, % (вес.) До 4,4
Средняя глубина выгорания топлива (в стационарном топливном цикле), МВт - сут./кг U 43
Время работы на номинальной мощности в течение года (эффективное), ч 7000
33
Рис. 1.3. Принципиальная схема основного оборудования и систем РУ В-392
/ — реактор; 2 — парогенератор; 3 — главный циркуляционный насос;
4 — гидроемкость САОЗ первой ступени; 5 — гидроемкость САОЗ второй
ступени; 6—компенсатор давления; 7—предохранительный клапан КД;
8— барботер; 9 — предохранительный клапан ПГ; 10— насос аварийной
подпитки ПГ; // — фильтр на ГО; 12 — бак-приямок с запасом борного
раствора; 13 — насос технической воды; 14 — насос системы подпитки 1 кон-
тура; 15 — насос расхолаживания системы САОЗ; 16, 17 — насосы аварийного
впрыска борного раствора высокого давления; 18, 19 — баки борного раствора;
20— пассивная система отвода остаточного тепла; 21— пассивная система
быстрого ввода бора; 22 — защитная оболочка; 23 — дизель-генератор;
24 — насос спринклерной системы; 25 — главный циркуляционный трубопровод
34
Введено также понятие «тяжелая запроектная авария» — запро-
ектная авария с повреждением твэлов выше максимального про-
ектного предела, при которой может быть достигнут предельно
допустимый аварийный выброс радиоактивных веществ в окру-
жающую среду.
При проектировании систем исходили из необходимости
обеспечения пассивного действия систем, не требующих для
своей работы внешнего воздействия. На основе вероятностных
оценок установлено, что реализация проектной концепции дает
возможность достигнуть 5 10'8 1/реактор в год по частоте тяже-
лого повреждения активной зоны, т.е. удовлетворить современ-
ным нормативным требованиям.
В проекте РУ В-392 применены три новые системы управ-
ления ЗПА, отсутствующие в проекте РУ В-320.
Система быстрого ввода бора (СБВБ) состоит из четырех
каналов по числу петель первого контура. Канал системы пред-
ставляет собой контур байпасирования главного циркуляцион-
ного насоса, содержащий емкость концентрированного раствора
бора и трубопроводы с быстродействующей арматурой, соеди-
няющие емкость с «холодной» ниткой циркуляционной петли.
При появлении сигнала на останов реактора и при отсутствии
снижения мощности арматура открывается и ГЦН выталкивает
борный раствор в циркуляционную петлю (как при работаю-
щих, так и на выбеге ГЦН). Критерием безопасности в этом
случае является непревышение максимального проектного пре-
дела повреждения твэлов.
СПОТ представляет собой четыре группы контуров естествен-
ной циркуляции, каждый из которых включает ПГ и воздуш-
ный теплообменник. В теплообменниках СПОТ конденсирует-
ся пар, поступающий из ПГ, а образующийся конденсат стекает
в ПГ. Охлаждающий атмосферный воздух поступает к поверх-
ностям теплообменника через регулирующий шибер при ЗПА
с полным обесточиванием АЭС и потерей надежного элект-
ропитания от дизельных генераторов. Проектная мощность
системы составляет 2% от номинальной мощности реактора.
Дополнительная система пассивного залива активной зоны ГЕ-2
состоит из четырех групп, в каждой группе две емкости по 120 м3.
Эти емкости соединены с первым контуром трубопроводами
35
с пружинными клапанами, которые открываются при падении
давления в контуре ниже 1,5 МПа и борный раствор сливается
в реактор под действием гидростатического напора. Система
рассчитана на ЗПА с разрывом ГЦТ и наложением отказа
дизельных генераторов. Система должна обеспечивать длитель-
ную подачу борного раствора для охлаждения активной зоны.
В проекте АЭС с РУ В-392 обосновано, что вероятность плав-
ления активной зоны не превышает 10 61/реактор в год, а веро-
ятность превышения аварийного предельного выброса радио-
активных веществ не превышает 107 1/реактор в год. Таким
образом, вероятностные критерии безопасности АЭС нового
поколения удовлетворяют требованиям НТД.
По результатам разработки проекта АЭС с РУ В-392 полу-
чена лицензия Госатомнадзора России на начало строительства
6-го энергоблока Нововоронежской АЭС. Результаты разработки
проекта реакторной установки В-392 использованы в проекте
РУ В-412 для АЭС «Куданкулам» в Индии.
В 1990 г. началось сотрудничество российских организаций
с финской национальной электрической компанией «ИВО-ИН»
по разработке нового проекта энергоблока с РУ В-428 (первона-
чальный индекс проекта — АЭС-91). Этот проект основывался
на опыте проектирования, строительства и эксплуатации энер-
гоблоков АЭС с РУ В-320 и предложениях финской стороны по
учету в проекте требований зарубежных НТД (в частности,
нормативных документов США по разработке PWR).
По сравнению с проектом АЭС с РУ В-320 в проекте АЭС-91
предусматривалось:
• улучшение характеристик активной зоны реактора;
• повышение эффективности систем контроля и защиты;
• четырехканальная система безопасности;
• двойная защитная оболочка здания реактора;
• топливный бассейн внутри защитной оболочки рассчитан на
выдержку отработавшего топлива в течение десяти лет, что
исключает необходимость строительства отдельного храни-
лища для отработавшего топлива;
• размещение тяжелого оборудования на более низких отмет-
ках здания реактора, а также другие меры по улучшению
сейсмостойкости АЭС;
36
• транспортировку тяжелого оборудования (корпуса реактора,
парогенератора, контейнера для отработавшего топлива и
т.д.) через транспортные шлюзы в защитной оболочке;
• обеспечение доступа персонала в защитную оболочку при
эксплуатации реактора на мощности;
• оптимизация компоновки оборудования и помещений для
уменьшения объема строительно-монтажных работ и расхода
материалов;
• увеличение проектного срока службы основного технологи-
ческого оборудования с 30 до 40 лет.
Проект АЭС-91 предназначался для АЭС в Финляндии. Однако
выступления «зеленых» и изменение политического климата
не позволили финскому правительству принять положительное
решение в части строительства этого блока АЭС. Опыт, кото-
рый был накоплен в результате тесного технического сотруд-
ничества обеих сторон по проектированию, строительству и
эксплуатации АЭС, позволяет теперь выступать финским спе-
циалистам в качестве консультантов и экспертов, привлекаемых
третьей стороной при рассмотрении проектов ВВЭР. Результаты
работы над проектом АЭС-91 способствовали принятию реше-
ния о строительстве АЭС с ВВЭР-1000 в Китае. В декабре 1992 г.
было подписано Соглашение Правительства КНР и Правитель-
ства России о сотрудничестве в сооружении атомной электро-
станции в Китае, а в мае 1997 г. был подписан Контракт на
технический проект АЭС. В декабре 1997 г. был заключен Гене-
ральный контракт на строительство двух энергоблоков, каждый
из которых оснащен оборудованием РУ В-428 и турбогене-
раторной установкой К-1000-60/3000. В декабре 1999 г. было
подписано Дополнение № 10 к Генеральному контракту на
разработку комплекта технической документации для Тяньвань-
ской АЭС. В результате выполненных работ по проекту реак-
торной установки В-428 и по проекту АЭС надзорные органы
Китая выдали в 1999 г. разрешение на строительство Тяньвань-
ской АЭС.
Проект РУ В-428 является развитием серийного проекта
РУ В-320 на основе полученного опыта эксплуатации
РУ В-ВЭР-1000 в течение длительного срока. При разработке
37
проекта выполнены требования НТД России и рекомендации
МАГАТЭ по повышению безопасности ВВЭР-1000.
Усовершенствование РУ ВВЭР-1000 заключается в повыше-
нии надежности, безопасности и экономичности установки за счет:
• расширения спектра проектных режимов;
• применения улучшенных и проверенных конструктивных
решений и оборудования;
• применения усовершенствованной, более экономичной и на-
дежной активной зоны, исключающей положительные эффек-
ты реактивности из-за обратных связей по параметрам;
• применения новых, более совершенных систем контроля
и управления и специальных систем управления запроект-
ными авариями;
• разработки специальных технических средств и специальных
систем для смягчения последствий тяжелых аварий, включая
устройство для улавливания расплава активной зоны.
В январе 1995 г. был подписан Контракт на завершение строи-
тельства 1-го блока АЭС «Бушер» в Иране. Контрактом пред-
усмотрена разработка реакторной установки с использованием
оборудования и технологии РУ В-392, в качестве референтного
определен 4-й блок Балаковской АЭС. Реакторная установка для
АЭС «Бушер» разработана под индексом В-446. РУ В-446 отли-
чается от РУ В-392 компоновкой петель главного циркуляцион-
ного контура (из-за специфических решений существующих
строительных конструкций, спроектированных фирмой KWU)
и системами безопасности. При разработке проекта РУ В-446
учитывались результаты обследования на 1-м блоке АЭС
«Бушер» фактического состояния оборудования KWU, приме-
няемого в составе проекта достройки блока, высокая сейсмич-
ность площадки, влажный морской климат.
В июле 1998 г. был подписан Контракт на разработку тех-
нического проекта АЭС, состоящей из двух энергоблоков
с РУ В-412, сооружаемую в Куданкуламе, Индия. Проект
РУ В-412 базируется на технических решениях РУ В-392. В про-
екте РУ В-412 применены:
• реактор ВВЭР-1000 с усовершенствованной, более эконо-
мичной и надежной активной зоной, исключающей положи-
38
тельные эффекты реактивности из-за обратных связей по
параметрам;
• усовершенствованный ПГ;
• главный циркуляционный насос с усовершенствованной
конструкцией уплотнений;
• СПОТ, СБВБ и система ГЕ-2;
• АСУ ТП, включая комплекс систем диагностики;
• концепция «течь перед разрушением».
В проекте реакторной установки В-412 учтены дополнительные
требования Заказчика, обусловленные спецификой объекта:
• применение новых пассивных систем безопасности и тради-
ционных активных систем безопасности;
• расширение спектра проектных и запроектных аварий;
• учет сейсмических воздействий и требований к маневрен-
ности энергоблока, специфических для АЭС «Куданкулам».
39
Общая характеристика реактора ВВЭР-1000
В реакторе происходит преобразование энергии расщепления
урана в тепловую энергию и нагревание теплоносителя первого
контура. Нагретый теплоноситель первого контура поступает с
помощью насоса в теплообменник (парогенератор), где передает
часть своего тепла воде второго контура. Генерируемый в па-
рогенераторе пар поступает в турбогенератор, преобразующий
энергию пара в электрическую.
ВВЭР-1000 — реактор водо-водяной под давлением, корпус-
ной, на тепловых нейтронах, для применения на энергоблоке
АЭС мощностью 1000 МВт (электрических). Теплоносителем
первого контура и замедлителем нейтронов является обычная
вода под давлением. Номинальная тепловая мощность реактора
3000 МВт (табл. 2.1). Реактор относится к устройствам нормаль-
ной эксплуатации (категория 1Н по ПНАЭ Г-01-011-97).
Реактор относится к оборудованию первой категории сейс-
мостойкости (категория Г по ПНАЭ Г-5-006-87). При земле-
трясении, интенсивностью меньшей или равной проектному
землетрясению, обеспечивается нормальное функционирование
реактора без остановки; при землетрясении, интенсивностью
больше проектного землетрясения до максимального включи-
тельно, обеспечивается безопасная остановка, расхолаживание
реактора и возможность выгрузки топлива.
Реактор может надежно и безопасно эксплуатироваться при
наклоне корпуса реактора до 0,0005. При наклоне корпуса до
0,003 реактор обеспечивает надежную и безопасную остановку,
расхолаживание и выгрузку топлива.
Реактор исключает достижение критичности при загрузке и
перегрузке топлива, а также исключает достижение повторной
критичности при проектных и запроектных авариях.
40
Общая характеристика реактора ВВЭР-1000
Таблица 2.1. Основные проектные параметры ВВЭР-1000
в номинальном режиме
Параметр Значение
В-187 В-302 (В-338) В-320 В-392 В-412 В-428 В-446
Номинальная тепловая мощность реактора, МВт 3000 3000
Отклонение мощности, учитываемое в проекте (за счет точности определе- ния и регулирования), МВт +200 + 120
Расход теплоносителя через реактор при работе на четырех насосах, м’/ч, номинальный — 88 000 86 000
Давление теплоносителя на выходе из реактора, МПа 15,7
Температура теплоносителя, °C: — на выходе из реактора — на входе в реактор 322 288 321 291
Глубина выгорания топлива, МВт сут./кг U, средняя 27 - для двух лет 43 — для трех лет 50 — для четырех лет
Максимальный линейный тепловой поток с твэлов, Вт/см 448
Максимальный флюенс быстрых нейтронов с энергией выше 0,5 МэВ на корпус за расчетный срок службы, нейтр./см2, не более 5,7 х х 1019 5,7- 10'9 4,9 х х 1019
Количество приводов в реакторе, шт.: — на первую топливную кампанию — начиная со второй кампании — на кампанию с уран-гадолиние- вым топливом 109 49 (61) 61 85 103 До 121
Количество ТВС, шт. 151 163
Эквивалентный диаметр активной зоны, мм 3120 3160
41
Таблица 2.1 (окончание)
Параметр Значение
В 187 В 302 (В-338) В-320 В-392 В-412 В-428 В-446
Высота активной зоны в холодном состоянии, мм 3500 3530
Эффективное время работы реактора между перегрузками, ч, номинальное 7000
Время падения ПС СУЗ с полной высоты, с Не более 4
Скорость перемещения ПС СУЗ в режиме регулирования, м/с 0,05 0,02
Расход воздуха на охлаждение всех приводов, м3/ч, не менее 76 000 40 000
Расчетный срок службы корпуса реактора, лет 40
Эксплуатация реактора в течение срока службы осуществ-
ляется в герметичной защитной оболочке РУ. Конструкция
реактора рассчитана на возможность проведения испытаний гер-
метичной оболочки РУ давлением воздуха на прочность и плот-
ность, а также испытание спринклерной системы РУ водой.
Параметры среды под защитной оболочкой РУ приведены в
табл. 2.2.
При появлении течи из оборудования или трубопроводов РУ
реактор может подвергаться интенсивному орошению водой
с концентрацией борной кислоты не менее 16 г/дм3.
Реактор в составе РУ разогревается и расхолаживается со
скоростями изменения температуры, не превышающими:
• при плановом разогреве — 20 °С/ч;
• при плановом расхолаживании — 30 °С/ч:
• при ускоренном расхолаживании — 60 °С/ч.
42
Таблица 2.2. Параметры среды под защитной оболочкой РУ
Параметр В режимах нормальных условий эксплуатации При течи до Ду 100 При течи от Ду 100 до Ду 850
Температура. °C, в пределах 15-60 До 90 До 150
Давление абсолютное, МПа. в пределах 0,085-0,103 До 0,170 До 0,500
Относительная влажность, %, не более 90 Парогазовая смесь —
Объемная активность, Бк/л, не более 7,4 104 2- 107 4- 109
Мощность поглощенной дозы, Гр/ч, в пределах 0-1,0 0-1,0 0-100
Время существования режима, ч — До 5 До 10
Частота возникновения режима — 1 раз в два года 1 раз за срок службы
Температура послеаварийная, °C, в пределах — 20-60 20-60
Давление послеаварийное, абсолютное, МПа, в пределах — 0,09-0,12 0,09-0,12
Время существования после- аварийных параметров, сут., не более 30 30
Для надежной работы оборудования реактора (особенно
тепловыделяющих сборок) требуется поддержание высокого
качества воды в первом контуре, соответствующее норматив-
ным значениям (табл. 2.3).
Материалы для изготовления оборудования реактора выбраны
с учетом требуемых физико-механических характеристик, тех-
нологичности, свариваемости, работоспособности в проектных
43
Таблица 2.3. Нормы качества теплоносителя первого контура
Показатель Значение
Нормируемые показатели при работе на энергетических уровнях мощности
Концентрация хлорид-ионов, мг/дм3 Не более 0,1
Концентрация растворенного кислорода, мг/д.м’ Не более 0.005
Концентрация растворенного водорода, мг/дм’ От 2,25 до 4,5
Суммарная молярная концентрация ионов щелочных металлов в зависимости от текущей концентрации борной кислоты, ммоль/дм3 От 0,02 до 0,5
Контрольные уровни диагностических показателей
при работе на энергетических уровнях мощности
Величина pH 5,8-10,3
Концентрация аммиака, мг/дм3, не менее 5,0
Концентрация железа, мг/дм3, не более 0,05
Концентрация фторид-ионов, мг/дм’, не более 0,1
Концентрация нитрат-ионов, мг/дм’. не более 0,2
Концентрация общего органического углерода, мг/дм’, не более 0,5
Концентрация борной кислоты в зависимости от запаса реактивности активной зоны, г/дм3 От 0 до 10
Контрольные уровни диагностических показателей
в холодном состоянии и при перегрузке топлива
Величина pH, не менее 4,3
Концентрация борной кислоты, г/дм', не менее 16
Концентрация хлорид-иона, мг/дм’, не более 0,15
Концентрация фторид-иона, мг/дм’, не более 0,15
Концентрация железа, мг/дм', не более 0,05
Концентрация общего органического углерода, мг/дм', не более 0,5
Прозрачность, %, не менее 95
44
режимах и циклах нагружения. Работоспособность новых мате-
риалов, разработанных специально для изготовления оборудо-
вания ВВЭР-1000, обоснована аттестационными испытаниями
и опытом эксплуатации в реакторных условиях. Все основные
конструкционные материалы допущены к применению согласно
ПНАЭ Г-7-008-89, а сварочные и наплавочные материалы
согласно ПНАЭ Г-7-009-89.
Проектная разработка каждого реактора В-1000 производит-
ся с учетом общих требований основной нормативно-тех-
нической документации, утвержденной Госатомнадзором РФ,
и конкретных (индивидуальных) требований соответствующих
технических заданий, утвержденных Заказчиком.
Перечень основных руководящих Правил и Норм
Название документа Обозначение
Общие положения обеспечения безопасности атомных электростанций (ОПБ-88/97) НП-001-97 Правила ядерной безопасности реакторных уста- новок атомных станций (ПБЯ РУ АС-89) Правила ялерной безопасности атомных электро- станций ПНАЭ Г-01-011-97 ПНАЭ Г-1-024-90 ПБЯ-04-74
Нормы радиационной безопасности Правила безопасности при хранении и транспор- тировке ядерного топлива на объектах атомной энергетики Основные санитарные правила работы с радио- активными веществами и другими источниками ионизирующих излучений Основные правила безопасности и физической защиты при перевозке ядерных материалов Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций НРБ 96 ПНАЭ Г-14 029-91 ОСП-72/87 ОПБЗ-83 ПНАЭ Г-7-002-86 ПНАЭ Г-5-006-87
45
Перечень основных руководящих Правил и Норм (окончание)
Название документа Обозначение
Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энерге- тических установок ПНАЭ Г-7-008-89
Правила устройства и безопасной эксплуатации исполнительных механизмов органов воздействия на реактивность ПНАЭ Г-7-013-89
Оборудование и трубопроводы атомных энерге- тических установок Сварка и наплавка. Основ- ные положения ПНАЭ Г-7-009-89
Оборудование и трубопроводы атомных энерге- тических установок. Сварные соединения и на- плавки. Правила контроля ПНАЭ Г-7-010-89
Перечень нормальных условий эксплуатации, учитываемых
в современных проектах ВВЭР-1000
I 1 Уплотнение реактора
1.2 Заполнение реактора рабочей средой
1.3 Гидравлические испытания реактора на прочность и плотность
1 4 Опробование пассивной части САОЗ
1.5 Разогрев реактора из холодного до горячего состояния
1.6 Пуски из горячего состояния до Nhom
1 7 Стационарный режим с учетом изменения частоты в сети
в диапазоне от 49 до 50,5 Гц
1.8 Изменение мощности в диапазоне от 20 до 100% Nhom
1 9 Изменение мощности на +10% Nhom в течение 30 с и после-
дующее изменение мощности со скоростью 5% Nном/с
в диапазоне от минимальной до максимальной нагрузки
1.10 Регулирование текущей мощности Nt со скоростью
6% Nhom/мин в пределах регулировочного диапазона
1.11 Регулирование текущей мощности Nt со скоростью
10% Nhom/мин в пределах регулировочного диапазона
1.12 Суточное регулирование нагрузки по диспетчерскому графику
в пределах регулировочного диапазона
46
1.13 Ложное срабатывание аварийной защиты с выходом в горячее
состояние
1.14 Ложное срабатывание ускоренной предупредительной зашиты
(сброс группы ОР с выходом на 60% Nhom)
1.15 Падение ПС СУЗ (единичное)
1.16 Включение ГЦНА в соответствии с регламентом
1.17 Плановое отключение ГЦНА после снижения уровня
мощности до требуемых пределов
1.18 Включение байпаса ПВД
1.19 Эксплуатация в конце топливного цикла на выбеге
реактивности (со снижением мощности до 70% Nhom)
1.20 Плановый останов до горячего состояния (за исключением
остановов после ННУЭ)
1.21 Плановое расхолаживание реактора от температуры горячего
состояния до температуры холодного состояния
(за исключением остановов после ННУЭ и ПА)
1.22 Поддержание режима горячего останова
1.23 Опробование И ПУ КД
1.24 Опробование И ПУ ПГ
Перечень нарушений нормальных условий эксплуатации,
учитываемых в современных проектах ВВЭР-1000
2.1 Отключение одного из четырех работающих ГЦНА
2.2 Пуск одного ГЦНА при трех работающих и последующий
останов до 30% Nhom
2.3 Отклонение частоты в сети
2.4 Отключение четырех ГЦНА с выходом в горячее состояние
2.5 Отключение турбины: со сбросом нагрузки с Nhom до нагрузки
собственных нужд или до холостого хода турбины; стопорной
арматурой
2.6 Потеря неаварийного питания вспомогательных устройств
станции
2.7 Потеря нормального расхода питательной воды
(с выходом в горячее состояние)
2.8 Разрыв трубки ПГ с последующим расхолаживанием
со скоростью 60 °С/ч
47
2.9 Ложный впрыск в КД с температурой воды 60 °C
2.10 Ошибка оператора, нарушение в системе борного регулирова-
ния или в системе КД, которые приводят к увеличению
объема или к уменьшению концентрации бора в теплоносителе
2.11 Увеличение расхода питательной воды из-за повреждения
в системе регулирования или из-за включения резервного
насоса питательной воды
2.12 Попадание в ПГ холодной воды из аварийной системы
питательной воды
2.13 Увеличение расхода пара на ТГ вследствие отказа регулятора
давления пара
2.14 Непредусмотренное открытие сбросного клапана ПГ
2.15 Непредусмотренное открытие предохранительного клапана ПГ
2.16 Непредусмотренное открытие байпасного клапана турбины
2.17 Снижение расхода пара на ТГ вследствие отказа регулятора
давления пара
2.18 Ложное закрытие БЗОК
2.19 Нерегулируемый вывод группы ОР в подкритическом
состоянии или при пуске на МКУ мощности
2.20 Нерегулируемый вывод группы ОР на мощности с выходом
в горячее состояние
2.21 Малые течи из первого контура, компенсируемые системой
нормальной подпитки
2.22 Непредусмотренное открытие ПК КД с последующей непо-
садкой
2.23 Непредусмотренное срабатывание емкостей САОЗ или систе-
мы аварийного впрыска высокого давления при расхолажива-
нии
2.24 Внезапный переход на подпитку первого контура с температу-
рой воды 60 °C
2.25 Ошибка оператора при подавлении ксеноновых колебаний
перемещением ОР
48
Перечень проектных аварий, учитываемых в современных
проектах ВВЭР-1000
3.1 Малая течь из первого контура (Ду < 100 мм),
не компенсируемая системой нормальной подпитки
3.2 Большая течь из первого контура в результате разрыва
трубопровода (Ду > 100 мм, включая разрыв ГЦТ)
3.3 Выброс ОР при разрыве чехла привода
3.4 Мгновенное заклинивание или разрыв вала ГЦНА
3.5 Разрыв линии питательной воды ПГ
3.6 Спектр разрыва паропровода внутри и вне защитной оболочки
3.7 Разрыв сборного коллектора острого пара
3.8 Течь из первого контура во второй в пределах ПГ
(Ду < 100 мм)
3.9 Подключение петли без предварительного снижения
мощности
3.10 Ложное включение алгоритма управления аварией
«Течь из первого контура во второй контур»
49
Краткое описание реактора ВВЭР-1000
В состав реактора входят корпус, блок верхний, внутрикорпус-
ные устройства, активная зона, блок электроразводок и датчики
системы внутрирсакторного контроля.
Внутрикорпусные устройства (шахта внутрикорпусная, вы-
городка, блок защитных труб), активная зона (тепловыделяю-
щие сборки, сборки поглощающих стержней системы управле-
ния и защиты, пучки стержней выгорающего поглотителя) и
механизмы перемещения приводов СУЗ размещаются внутри
вертикального сосуда высокого давления (внутри корпуса с
крышкой) и омываются теплоносителем первого контура. Блоки
электромагнитов приводов СУЗ размещаются снаружи чехлов
и охлаждаются воздухом принудительно. Штанги приводов СУЗ
соединены с ПС СУЗ и перемещаются совместно с ними.
Главный разъем реактора уплотняется крышкой, на патруб-
ках которой установлены чехлы с приводами СУЗ и фланцы
с выводами коммуникации датчиков системы ВРК. Крышка
и чехлы с приводами СУЗ входят в состав блока верхнего.
Съемные коммуникации между электрическими разъемами
блока верхнего и бетонной шахты закрепляются и транспорти-
руются на блоке электроразведок.
Корпус реактора имеет 8 патрубков Ду 850 для присоедине-
ния трубопроводов главного циркуляционного контура и 4 пат-
рубка Ду 300 для присоединения трубопроводов САОЗ. Корпус
опирается через опорное кольцо на ферму опорную. Корпус и
кольцо имеют шпоночные сопряжения, которые удерживают
корпус при воздействии усилий от трубопроводов, от сейсми-
ческих и вибрационных нагрузок и т.д. Усилия от корпуса воспри-
нимаются также фермой упорной. Эти усилия передаются от
корпуса на кронштейны фермы через сопряжение «шпонка—паз».
50
Краткое описание реактора ВВЭР-1000
Дополнительное удержание блока верхнего от перемещения в
горизонтальной плоскости производится за счет упоров, установ-
ленных с малыми зазорами между траверсой БВ и бетонной шахтой.
Фланец шахты внутрикорпусной опирается на фланец
корпуса. Шахта центрируется в корпусе и удерживается от
поперечных перемещений нижними и верхними шпонками,
приваренными к корпусу. В средней (по высоте) части шахта
центрируется и удерживается от вибрации разделительным
кольцом, расположенным между входными и выходными пат-
рубками Ду 850. Шахта внутрикорпусная имеет днище эллип-
тической формы, на котором закреплены опоры, установлен-
ные под каждой ТВС на координатах ячеек активной зоны.
Днище шахты и опоры имеют отверстия для прохода теплоно-
сителя в ТВС.
В шахте на уровне активной зоны размещена выгородка,
охватывающая периферийный ряд ТВС. Выгородка является
вытеснителем и защитным экраном.
Активная зона содержит проектное количество ТВС:
• 151 шт. с шагом 241 мм для реактора В-187;
• 163 шт. с шагом 236 мм для всех других ВВЭР-1000.
Каждая ТВС, установленная своим хвостовиком на опору, пере-
дает свою нагрузку на днище шахты внутрикорпусной. Головки
ТВС содержат пружинные блоки. В направляющие каналы неко-
торых ТВС свободно устанавливаются неподвижные пучки СВП
или перемещаемые ПС СУЗ. Пружинные блоки ТВС поджима-
ются БЗТ при установке крышки в реактор; это поджатие созда-
ет дополнительное усилие для удержания ТВС, шахты внутри-
корпусной и БЗТ от всплытия в режимах НУЭ и ННУЭ.
Нижняя плита БЗТ фиксирует головки ТВС и обеспечивает со-
вмещение в плане направляющих каналов ТВС с направляющи-
ми каналами в защитных трубах БЗТ, что является необходи-
мым условием для свободного (без затирания) перемещения ПС
СУЗ по высоте активной зоны. В защитных трубах БЗТ
перемещаются штанги приводов СУЗ и закрепленные на них
ПС СУЗ, извлекаемые из активной зоны на заданную высоту.
В БЗТ проходят направляющие каналы, в которые устанавлива-
ются через патрубки БВ датчики системы внутриреакторного
51
контроля. БЗТ центрируется шпонками относительно шахты по
высоте на двух уровнях.
Между опорным буртом БЗТ и крышкой (в реакторе В-428)
или между фланцем шахты и крышкой (в реакторе В-320)
установлены упругие трубчатые элементы, которые создают
дополнительное усилие для удержания шахты от всплытия
(перемещение шахты вверх возможно только на величину тем-
пературного зазора 0,5 мм).
Блок верхний объединяет в единую сборку крышку с патруб-
ками, приводы СУЗ, детали уплотнения патрубков ВРК, метал-
локонструкцию и траверсу БВ.
На торце фланца крышки имеется кольцевой выступ («зуб»),
который входит в кольцевую проточку на фланце корпуса.
Уплотнение главного разъема реактора обеспечивается за счет
усилия вытяжки 54 шпилек М170. Плотность главного разъема
реактора обеспечивается за счет контакта двух сминаемых никеле-
вых прокладок с уплотнительной поверхностью крышки и корпу-
са. Над крышкой БВ устанавливается съемная теплоизоляция.
На блоке электроразводок размешены съемные шлейфы,
отсоединяемые при разборке реактора от разъемов приводов
СУЗ, датчиков внутриреакторного контроля, датчиков течи
разъемов патрубков крышки.
Все проектные разработки реакторов ВВЭР-1000 могут быть
условно разделены на модификации:
• реактор головной (проектный индекс модификации В-187 —
для 5-го блока Нововоронежской АЭС);
• реакторы «малой» серии (проектный индекс модификации
В-302 — для 1-го блока Южно-Украинской АЭС, проектный
индекс модификации В-338 — для 1-го и 2-го блоков Кали-
нинской АЭС и 2-го блока Южно-Украинской АЭС). Мо-
дернизация затронула, в основном, активную зону (изменена
конструкция и количество ТВС), приводы СУЗ (изменена
конструкция и количество приводов СУЗ) и выгородку (изме-
нена конструкция и металлоемкость выгородки);
• реакторы серийные (проектный индекс модификации В-320;
номера блоков см. в таблице во Введении). Модернизация
затронула блок верхний (изменена конструкция, количество и
расположение патрубков на крышке), днище шахты (изменены
52
принцип дистанционирования и за-
крепления опор, степень перфора-
ции эллиптического днища шахты)
и датчики ВРК (изменена номенкла-
тура датчиков, конструкция и разме-
щение их в активной зоне);
• реакторы повышенной безопасности
(проектные индексы В-392, В-412,
В-428 и В-446; номера блоков см. в
таблице во Введении). Модернизация
затронула, в основном, активную зону
(в ТВС применены циркониевые ДР
и Н К, реализован принцип перегруз-
ки топлива, обеспечивающий «ма-
лую утечку» нейтронов), блок верх-
ний (закреплен в бетонной шахте с
учетом сейсмики) и корпус реактора
(увеличена длина корпуса на 300 мм
и усилено закрепление его в бетон-
ной шахте с учетом повышенной
сейсмики). Эти усовершенствования
направлены на повышение безопас-
ности и экономичности реактора.
При введении усовершенствований в
каждую последующую модификацию
ВВЭР-1000 состав реактора и принци-
пиальные технические решения остава-
лись неизменными. Более подробное
описание изменений в оборудовании,
входящем в состав реакторов различных
модификаций, дано в таблице.
Конструкция некоторых модифика-
ций реакторов ВВЭР-1000 представлена
на рис. 3.1—3.5.
Рис. 3.1. Реактор В-187
1 — блок верхний; 2 — блок защитных труб;
3 — шахта; 4 — корпус; 5 — активная зона
53
Конструктивные отличия оборудования реакторов различных модификаций
Характеристика Значение
В-187 В-302 (В-338) В-320 В-392 В-412 В-428 В-446
Год и место пуска 1-го энергоблока 1980 г., НВ АЭС 1982 г., ЮУАЭС 1984 г., ЗАЭС Монтаж В-412, В-428, В-446
Условная характеристика реактора Голов- ной Малая серия Серий- ный Повы- шенной безопас- ности
Количество ТВС в активной зоне, шт. 151 163
Тип ТВС Чехловая Бесчехловая
Количество НК для ПС СУЗ, шт. 12 18
Несущий каркас ТВС Чехол 18 НК
Шаг между ТВС, мм 241 236
Количество ОР СУЗ в реакторе, шт. 109 49 (61) 61 85-121
Количество ПЭЛ в сборке ПС СУЗ, шт. 12 18
Положение датчика ВРК в ТВС Смешен от центра В центре Смещен от центра
Количество приводов СУЗ, шт. 109 49 (61) 61 85-121
Тип привода СУЗ ЛШП ШЭМ ШЭМ-3
Тип указателя положения привода СУЗ УП дпл дпш
Срок службы привода СУЗ, лет — 5 30
Срок службы корпуса реактора, лет 40
Место размещения облучаемых ОС На верху выгородки На стенке корпуса
Толщина эллипсоида крышки, мм 280 300 320
Тип выгородки Плас- — ТИНЫ Кольца с продольными каналами
54
Таблица (окончание)
Характеристика Значение
В 187 В-302 (В-338) В-320 В-392 В-412 В-428 В-446
Количество патрубков на крышке БВ, шт., в том числе: — патрубков СУЗ — патрубков ЭВ — патрубков ТК — патрубков ВРК — патрубков воздушника — патрубков других 123 81 (93) 93 141
109 49 (61) 61 121
6 16 —
6 14 —
— — 18
1 вывод ТП из-под крышки 1 резерв
Общее количество датчиков системы ВРК, шт., в том числе: — датчиков ТК под крышкой — датчиков ТК в активной зоне — датчиков КНИ — датчиков КНИТТ — датчиков КНИТ2Т — датчиков КНИТУ 192 165 54
3 —
156 98 —
36 64 —
— — — 47
— — — 3
— — — 4
Количество опор на днище шахты, шт. 151 163
Крепление опор днища шахты Упорные винты Решетка
Количество шпонок для крепления корпуса на кольце опорном, шт. 22 30
Зазор между днищем корпуса и упорами шахты, мм, минимальный 80-90 5-10
Крепление упругого элемента, прижимающего шахту На фланце шахты На бурте БЗТ
Высота корпуса, мм 10 897 11 185
Высота шахты, мм 10 425 10 725
Заглубление БЗТ в корпусе реактора, мм 4622 4922
Количество направляющих системы центровки ВКУ, шт. 3 2
55
Рис. 3.2. Реактор В-320
1 — привод ШЭМ; 2 — чехол
КНИТ; 3 — БВ; 4 — БЗТ; 5 — коль-
цо упорное; 6 — шахта; 7 — кольцо
опорное; 8 — выгородка; 9 — кор-
пус; 10—ТВС; /7 — патрубок
Ду 850; 72 — днище шахты
56
04535
Рис. 3.3. Реактор В-428
1 — БЭР; 2 — датчик ВРК; 3 — БВ;
4 — БЗТ; 5 — шахта; 6 — выгородка;
7 — образцы-свидетели; 8 — актив-
ная зона; 9 — корпус
57
Рис. 3.4. Реактор В-428 (разрез по фланцу крышки и главному разъему)
58
Рис. 3.5. Реактор В-428 (разрез по патрубкам Ду 850 и опорному бурту
корпуса)
59
Корпус реактора ВВЭР-1000
4.1
ПРОЕКТНЫЕ ОСНОВЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ КОРПУСА
В основу проектирования корпуса реактора ВВЭР-1000 положе-
ны требования технических заданий на разработку реакторов
ВВЭР-1000, а также положения нормативных документов по
разработке, обоснованию работоспособности и обеспечению
безопасности оборудования РУ АЭС.
Проектная разработка корпуса головного реактора ВВЭР-1000
(В-187) является типовой и почти без изменений использована
в проектах всех последующих модификаций реактора ВВЭР-1000
(В-302, В-338, В-320, В-392, В-412, В-428, В-446). Поэтому про-
ектные основы, описание конструкции, расчетное и экспе-
риментальное обоснование корпуса реактора В-187 распрост-
раняются на корпуса реакторов последующих модификаций.
Изменения относятся, в основном, к крышке и обусловлены
требованиями технических заданий в части количества ОР СУЗ
и датчиков системы ВРК. Что касается собственно корпуса ре-
актора, то по сравнению с головным реактором в более поздних
модификациях (в реакторах повышенной безопасности) корпус
удлинен на 300 мм и усилено закрепление корпуса в бетонной
шахте. Максимальное использование отработанных проектных
решений для корпуса, который является одним из главных за-
щитных барьеров в составе границ давления первого контура, —
одно из условий надежной и безопасной работы РУ.
Корпус и крышка служат для размещения элементов актив-
ной зоны, ВКУ, образцов-свидетелей, датчиков и импульсных
60
Корпус реактора ВВЭР-1000
трубок системы ВРК. Крышка уплотняет корпус, воспринимает
нагрузки от давления теплоносителя, от ВКУ и ТВС. К корпусу
присоединены трубопроводы ГЦК и трубопроводы пассивной
части САОЗ. В патрубках крышки размещены механизмы при-
водов СУЗ и выводы датчиков системы ВРК.
Время работы корпуса на номинальной мощности в течение
года (эффективное) — 7000 ч. Корпус эксплуатируется в составе
реактора в режимах НУЭ. ННУЭ, ПА при проектном количе-
стве циклов нагружения, предусмотренных техническим зада-
нием и/или Контрактом для энергоблока АЭС. Он выдерживает
без разрушения статические и динамические нагрузки и темпе-
ратурные воздействия, возникающие в узлах и компонентах при
всех учитываемых проектом исходных событиях.
Эксплуатация корпуса реактора в течение срока службы
осуществляется в помещении под герметичной защитной обо-
лочкой РУ, сохраняя при этом:
• возможность нормального функционирования реактора без
остановки при землетрясениях интенсивностью, меньшей
или равной ПЗ;
• возможность безопасной остановки реактора при землетря-
сении и после землетрясения интенсивностью вплоть до
MP3, а также при проектных авариях, и возможность после-
дующей выгрузки топлива (табл. 4.1).
Таблица 4.1. Классификационное обозначение и категория
сейсмостойкости корпуса
Наименование Класс безопасности по ПНАЭ Г-01-011-97 Категория сейсмостойкости по ПНАЭ Г-5-006-87
Корпус (в целом) 1Н I
Детали уплотнения главного разъема (шпильки, гайки, шайбы) 1Н I
Детали закрепления корпуса (включая кольца опорное и упорное) LH I
Образцы-свидетели ЗН I
61
i
Рис. 4.1. Корпус в
сборе с крышкой
I — корпус; 2 — крыш-
ка; 3 — шпилька Ml70;
4 — кольцо
5— кольцо
б — образцы-свидетели
1 iiiiiWififi fii
опорное;
упорное;
62
Корпус реактора допускает регламентные испытания герме-
тичной оболочки воздухом на прочность и плотность, а также
испытание спринклерной системы.
Материалы для изготовления корпуса имеют требуемые фи-
зико-механические характеристики, технологичность, сваривае-
мость и сохраняют работоспособность в условиях эксплуатации
в течение срока службы.
Габаритные размеры и масса корпуса допускают транспорти-
рование автомобильным и водным транспортом. Первые корпуса
перевозились по железной дороге по согласованию с Министер-
ством путей сообщения СССР. Горловины, патрубки корпуса за-
крыты при транспортировке защитными крышками с целью обес-
печения сохранности форм и размеров. Наружная поверхность
корпуса (кроме уплотнительных, посадочных и резьбовых
Таблица 4.2. Основные технические характеристики корпуса
Параметры Значение
Давление расчетное рабочее, МПа 17,64
Давление гидравлических испытаний, МПа 24,5±0,39
Давление испытаний на плотность, МПа 17,64
Температура расчетная, °C 350
Расчетный срок службы, календарных лет 40
Максимальный расчетный флюенс быстрых нейтронов с энергией выше 0,5 МэВ на корпус (за расчетный срок службы), нейтр./см2, не более 5,7- 10'9 (В-187) 4,9 1019 (В-412)
Наружный диаметр корпуса по фланцу, максимальный, мм 4585
Размер по патрубкам Ду 850, максимальный, мм 5260
Наружный диаметр корпуса в районе активной зоны, мм 4535
Толщина стенки корпуса в районе активной зоны, мм 192,5
Толщина антикоррозионной наплавки корпуса, мм 7-9
Высота корпуса реактора В-187, мм 10 897
Высота корпуса реактора В-428, мм 11 185
63
поверхностей) имеет в состоянии поставки лакокрасочное по-
крытие. Лакокрасочное покрытие обеспечивает защиту поверх-
ностей от воздействия атмосферных осадков при транспортиро-
вании и хранении изделия.
Конструкция корпуса позволяет проводить в процессе эксп-
луатации периодическое обследование основного металла и
сварных соединений неразрушаюшими методами контроля.
Обследование может проводиться как с наружной стороны кор-
пуса (обечаек зоны патрубков и уплотнительной поверхности),
так и изнутри (всей поверхности корпуса).
Корпус изготовляется полностью в заводских условиях, вклю-
чая проведение гидравлических испытаний и контрольную
сборку с опорными конструкциями, крышкой и ВКУ. Работо-
способность конструкции и материалов подтверждена мно-
голетней безаварийной эксплуатацией головного и серийных
блоков с реакторами ВВЭР-1000.
Конструкция корпуса в сборе с крышкой, деталями уплотне-
ния и закрепления, контейнерами ОС (для последних модифи-
каций) представлена на рис. 4.1. Основные технические харак-
теристики корпуса приведены в табл. 4.2.
4.2
КОНСТРУКЦИЯ КОРПУСА
Конструкция корпуса показана на рис. 4.2—4.4.
Корпус состоит из фланца, двух обечаек зоны патрубков,
обечайки опорной, двух обечаек цилиндрических и днища,
соединенных между собой кольцевыми сварными швами. В зоне
патрубков имеется 8 патрубков Ду 850 и 5 патрубков Ду 300
(4 патрубка САОЗ и I патрубок КИП).
Фланец корпуса выполнен из кованой обечайки. Высота
фланца 950 мм, максимальный наружный диаметр 4585 мм,
минимальный внутренний диаметр 3640 мм. На торце фланца
выполнены 54 отверстия М170 х 6 под установку шпилек уплот-
нения главного разъема и две кольцевые канавки треугольного
64
I
Рис. 4.2. Корпус реактора В-428 (продольный разрез)
1 — фланец корпуса; 2 — верхняя обечайка зоны патрубков; 3 — разделительное
кольцо; 4 — нижняя обечайка зоны патрубков, 5 — опорная обечайка;
6—положение активной зоны; 7—верхняя цилиндрическая обечайка;
8 — нижняя цилиндрическая обечайка; 9 — днище
65
сечения под установку прутковых уплотнительных прокладок.
На наружной поверхности фланца выполнена переходная
наплавка для приварки сильфона разделительного (другой конец
сильфона приваривается к облицовке бетонной шахты).
С внутренней стороны фланца на глубине 210 мм выполнен
кольцевой бурт для установки шахты внутрикорпусной на
корпус и конический переход для возможности сварки фланца
с обечайкой зоны патрубков. К внутренней поверхности фланца
корпуса приварены 12 шпонок, сопрягаемых со шпоночными
пазами на фланце шахты внутрикорпусной.
Рис. 4.3. Корпус реактора В-428 (вид сверху)
66
Для контроля плотности главного разъема из полости между
прокладками выведен канал, в котором установлен штуцер, при-
соединенный к системе контроля течи. Эта система позволяет
регистрировать появление влаги (давления) в полости между
двумя уплотнительными прокладками в случае появления де-
фектов в одной из прокладок.
Каждая из двух обечаек зоны патрубков выполнена из кова-
ной обечайки и имеет четыре штампованных патрубка Ду 850.
Высота верхней обечайки зоны патрубков 1800 мм, нижней
1960 мм. Наибольший наружный диаметр обечаек 4690 мм.
IV
п
Рис. 4.4. Корпус реактора В-428 (поперечный разрез по патрубкам Ду 850)
I — патрубок САОЗ; 2 — патрубок КИП
67
Толщина основного металла и сварных соединений в местах
стыковки обечаек зоны патрубков между собой и фланцем
корпуса 285 мм, в месте стыковки нижней обечайки с опорной
обечайкой толщина уменьшена до 230 мм.
Верхние патрубки Ду 850 соединены с «горячими» (выход-
ными) нитками главного циркуляционного контура, нижние —
с «холодными» (входными). К верхней обечайке зоны патрубков
на уровне осей патрубков Ду 850 приварены 2 патрубка Ду 300,
соединенные с трубопроводами пассивной части САОЗ, и 1 пат-
рубок Ду 300 для вывода из реактора импульсных трубок сис-
темы ВРК. Через эти трубки осуществляется контроль:
• уровня теплоносителя в разуплотненном реакторе;
• давления теплоносителя на выходе из реактора и перепада
давления в реакторе;
• концентрации бора в теплоносителе на входе в активную зону.
В верхние патрубки САОЗ установлены втулки, выступающие
из патрубков в сторону шахты в местах размещения отверстий
диаметром 300 мм в стенке шахты, что позволяет части воды из
емкостей САОЗ заливать активную зону сверху.
На наружной поверхности верхней обечайки зоны патрубков
установлены два термоэлектрических преобразователя для конт-
роля изменения температуры корпуса в переходных режимах. На
внутренней поверхности верхней обечайки зоны патрубков прива-
рено кольцо, отделяющее входную и выходную камеры реактора.
К нижней обечайке зоны патрубков на уровне осей патруб-
ков Ду 850 приварены два патрубка Ду 300, соединенные с тру-
бопроводами пассивной части САОЗ.
Обечайка опорная выполнена в виде кованого кольца с опор-
ным выступом на наружной поверхности. Высота обечайки
опорной 1440 мм, максимальный диаметр 4690 мм. Кольцевой
выступ имеет пазы, в которые устанавливаются шпонки,
удерживающие корпус от смещения относительно кольца опор-
ного. На внутренней поверхности обечайки опорной выполнен
конический переход от толщины стенки 230 мм к толщине
стенки цилиндрической части корпуса 192,5 мм.
Цилиндрическая часть корпуса, расположенная на уровне
активной зоны, состоит из двух обечаек. Эти обечайки также
68
выполнены из поковок и соединены между собой сварным со-
единением. На внутренней поверхности цилиндрической части
корпуса приварены кронштейны со шпонками, которые сопря-
гаются со шпоночными пазами нижней части шахты, и кронш-
тейны, на которых закрепляются контейнеры с облучаемыми
образцами-свидетелями.
Днище корпуса представляет собой половину эллипсоида
с цилиндрической отбортовкой. Днище выполнено из штам-
пованной заготовки с последующей механической обработкой
наружной и внутренней поверхностей. Днище приварено к ниж-
ней цилиндрической части корпуса.
Все внутренние поверхности корпуса, включая опорную по-
верхность фланца и поверхности патрубков, имеют антикорро-
зионную наплавку. Наружная поверхность корпуса, за исключе-
нием опорной поверхности бурта, уплотнительной и резьбовых
поверхностей фланца, имеет защитное лакокрасочное покрытие.
4.3
ЗАКРЕПЛЕНИЕ КОРПУСА
Детали закрепления корпуса включают кольцо опорное и коль-
цо упорное. В месте контакта корпуса с кольцом опорным уста-
новлены сектора с повышенной твердостью. На кольце опор-
ном закреплены с помощью шпилек накладки, устанавливаемые
относительно выступа корпуса с температурным зазором. Регу-
лировка высотного положения и горизонтальности плоскости
ГРР производится посредством парных клиньев, установленных
между кольцом опорным и фермой опорной.
Корпус реактора опирается своим выступающим буртом на
кольцо опорное, установленное через парные клиновые под-
кладки на балки фермы опорной. Бурт корпуса и кольцо опор-
ное имеют согласованные в плане шпоночные сопряжения. Эти
сопряжения удерживают корпус, передавая нагрузки от реак-
тора через кольцо опорное на ферму опорную, закрепленную
в бетоне строительной конструкции.
69
Закрепление опорного кольца на ферме опорной произво-
дится посредством фиксаторов, привариваемых к ферме. Фик-
саторы сопрягаются с вырезами в кольце опорном, удерживая
его в плане, а клинья фиксатора удерживают кольцо от верти-
кального смещения.
К обечайке фермы упорной приварено 8 кронштейнов. Для
удержания фланца корпуса в горизонтальной плоскости на нем
закреплено кольцо упорное, которое сопрягается с кронштей-
нами фермы упорной посредством соединения «шпонка—паз».
Усилия от корпуса воспринимаются кольцом упорным и пере-
даются от него на кронштейны фермы через сопряжение «шпон-
ка—паз». Кольцо упорное сопрягается с фланцем корпуса по
плотной посадке. Конструкция закрепления корпуса реактора
в бетонной шахте представлена в главе 10.
Наружный диаметр кольца опорного 5350 мм, высота —
250 мм, масса — 8570 кг. Наружный диаметр кольца упорного
5170 мм, высота — 600 мм, масса — 18 500 кг.
4.4
УПЛОТНЕНИЕ ГЛАВНОГО РАЗЪЕМА РЕАКТОРА
Во фланце крышки выполнены сквозные отверстия для прохода
шпилек. Уплотнительная поверхность крышки прочно прижата
усилием затяжки 54 шпилек Ml70x6 к торцу фланца корпуса
и к поверхности контакта относительно мягких прутковых про-
кладок. Плотность главного разъема реактора обеспечивается
за счет упругого контакта сминаемых прутковых прокладок
(из отожженной никелевой проволоки) с уплотнительной по-
верхностью крышки и корпуса.
Конструкция деталей уплотнения главного разъема реактора
показана на рис. 4.5. В комплект деталей УГР входят шпильки
Ml70x6, гайки М 170x6, шайбы и 2 прутковые прокладки.
Шпилька выполнена с центральным сквозным отверстием для
установки стержня, с помощью которого контролируется вели-
чина вытяжки шпильки.
70
Рис. 4.5. Главный разъем реактора
1 — крышка; 2 — шпилька; 3 — гайка; 4, 5 — шайба; 6 — фланец; 7— прокладка;
8 — канал контроля течи
71
Стержень закреплен одним концом в нижней части шпильки.
Положение верхнего (свободного) конца стержня относительно
верхнего торца шпильки измеряется индикатором при вытяжке
шпильки гайковертом. Вытяжка шпильки прекращается после
достижения проектного значения удлинения. Верхний конец
шпильки снабжен упорной резьбой М160 для возможности
соединения шпильки с гайковертом.
Одна шайба имеет выпуклую поверхность, другая — вогну-
тую. Контакт шайб с гайкой и фланцем крышки осуществляется
по плоскости. Шайбы снижают изгиб шпилек. Для снижения
усилий трения при сборке и разборке, а также для улучшения
коррозионной стойкости резьбу шпилек, гаек и поверхности
контакта шайб друг с другом покрывают смазкой. Максималь-
ный диаметр шпильки 170 мм, высота — 1950 мм, масса — 305 кг.
Прутковые прокладки, укладываемые во внешнюю и внут-
реннюю уплотнительные канавки корпуса, изготавливаются из
никелевой проволоки диаметром 5 мм. Длина окружности изго-
товленной прокладки должна быть равной длине окружности
канавки, в которую укладывается прокладка, иначе происходит
выдавливание прокладки из канавки уже во время установки
блока верхнего на корпус.
При проектировании ГРР реактора В-187 учитывался поло-
жительный опыт эксплуатации внутренней пары прокладок
реактора ВВЭР-440 и результаты дополнительных исследований
по выбору оптимального размера треугольной уплотнительной
канавки.
Выступание над уплотняемой поверхностью новых прокла-
док, уложенных в исходный треугольный паз, — 1,7 мм (в реак-
торе В-187 несмятые прокладки выступают на 1,1 мм). Затяжка
узла уплотнения производится 54 шпильками М 170x6. На
отечественных АЭС затяжка производится специальным гайко-
вертом с шестью гидравлическими домкратами. Затяжка произ-
водится по группам, в каждой группе 6 шпилек. Затяжка выпол-
няется в три этапа до конечного суммарного усилия в шпильке
38,76 106 кгс, средняя вытяжка шпилек при этом — 2,2 мм.
ГРР реактора ВВЭР-1000 по сравнению с ГРР реактора
ВВЭР-440 конструктивно проще. Случаев течи узла уплотнения
не было, кроме тех, при которых имели место частичные выходы
72
из треугольной канавки прокладки в момент установки крышки
на корпус. Технология изготовления прокладок и их крепление
в треугольной уплотнительной канавке хорошо освоены на АЭС.
Для надежного удержания прокладок в пазу при установке
крышки на корпус в ОКБ «Гидропресс» были разработаны, из-
готовлены и поставлены на РУ специальные приспособления,
позволяющие удерживать прокладку в пазу при опускании
крышки на корпус. Когда зазор между прокладками и крышкой
уменьшается до 1 мм, прокладки не могут самопроизвольно
выйти из уплотнительного паза. При этом крышка опускается
специальными механическими домкратами, позволяющими точ-
но и равномерно по периметру опускать крышку.
В процессе эксплуатации ГРР на уплотняемых поверхностях
от силового воздействия прокладок могут появиться намины
и трещины, увеличивающиеся с количеством установок новых
прокладок. В этом случае уплотнительные поверхности необхо-
димо ремонтировать для восстановления их исходного состоя-
нию и устанавливать прокладки большего поперечного сечения.
4.5
ОБРАЗЦЫ-СВИДЕТЕЛИ КОРПУСНОЙ СТАЛИ
Контроль состояния металла корпуса реактора в течение всего
назначенного срока службы является одним из основных усло-
вий обеспечения надежной и безопасной эксплуатации реактора.
В соответствии с требованиями ПНАЭ Г-7-008-89 в процессе
эксплуатации реализуется программа контроля свойств металла
корпуса. Это контроль механических свойств основного металла
и сварных соединений путем испытаний образцов-свидетелей,
извлеченных из реактора после выдержки их в «реакторных»
условиях. С помощью ОС контролируется изменение механи-
ческих свойств (предел текучести, временное сопротивление
разрыву, относительное удлинение, относительное сужение),
характеристик сопротивления хрупкому разрушению (критическая
73
температура хрупкости, вязкость разрушения) материала корпу-
са реактора в процессе эксплуатации. В состав ОС входят:
• контрольные комплекты ОС;
• облучаемые комплекты ОС;
• температурные комплекты ОС;
• нейтронно-активашюнные индикаторы и индикаторы опре-
деления температуры облучения.
По контрольным комплектам ОС определяют свойства основ-
ного металла, металла сварного шва и зоны термического влия-
ния в исходном состоянии; относительно исходных значений
устанавливают все изменения свойств ОС этого металла в про-
цессе эксплуатации реактора.
Облучаемые комплекты ОС загружают в реактор с целью
установления воздействия облучения на изменение свойств
материала корпуса в процессе эксплуатации.
Температурные комплекты ОС предназначены для выявления
теплового старения материала корпуса при длительной эксплу-
атации.
Нейтронно-активационные индикаторы предназначены для
определения флюенса быстрых нейтронов (Е > 0,5 МэВ), накап-
ливаемого в облучаемых образцах. Индикаторы температуры
облучения предназначены для определения максимального
значения температуры в ОС при пребывании их в реакторе.
Образцы-свидетели для корпуса реактора состоят из шести
комплектов облучаемых образцов (1Л...6Л), шести комплектов
температурных образцов (1М...6М) и трех комплектов конт-
рольных образцов (1К...ЗК).
ОС для контроля свойств металла корпуса реактора изготав-
ливаются из основного металла, металла сварного шва и металла
зоны термического влияния.
Заготовки образцов основного металла цилиндрической
части корпуса вырезаются из темплетов, отрезаемых после
основной термической обработки от пробного кольца одной из
обечаек, расположенных в районе активной зоны, в металле
которой имеется наибольшее содержание примесей фосфора
и меди (ЮР + Си). В случае равенства этого показателя заго-
товки вырезаются из той обечайки, для которой содержание
74
мышьяка, сурьмы и олова (As + Sb + Sn) является наибольшим,
а в случае равенства и этого показателя — из той обечайки, для
которой содержание никеля является наибольшим. Темплеты под-
вергаются дополнительным термическим обработкам по режимам,
аналогичным режимам термообработки обечайки, от которой
отрезается пробное кольцо в процессе изготовления корпуса.
Заготовки образцов металла сварного шва и металла зоны
термического влияния цилиндрической части корпуса выреза-
ются из сварной пробы, изготовленной путем выполнения свар-
ного шва в кольце, отрезанном от одной из обечаек корпуса,
расположенных в районе активной зоны. Проба имеет ту же
толщину и разделку под сварку, сварной шов выполняется при
тех же режимах и методах сварки, с использованием сварочных
материалов тех же партий, что и применяемые для сварных швов
обечаек, расположенных в районе активной зоны. Проба под-
вергается тому же комплексу термических обработок, что и свар-
ные швы в процессе изготовления корпуса.
Заготовки образцов основного металла зоны патрубков выре-
заются из темплетов, отрезанных после основной термической
обработки от пробного кольца верхней обечайки зоны патруб-
ков. Темплеты подвергаются дополнительным термическим
обработкам по режимам, аналогичным режимам термообработки
верхней обечайки зоны патрубков в процессе изготовления
корпуса.
Заготовки для образцов металла сварного шва зоны патруб-
ков и металла зоны термического влияния вырезаются из свар-
ной пробы, изготовленной путем сварки темплетов, отрезанных
от припуска обечайки верхней зоны патрубков. Проба имеет ту
же толщину и разделку под сварку, сварной шов выполняется
при тех же режимах и методах сварки, с использованием сва-
рочных материалов тех же партий, что и применяемые для свар-
ного шва обечайки верхней зоны патрубков и фланца корпуса.
Проба подвергается тому же комплексу термических обработок,
что и сварной шов в процессе изготовления корпуса.
Образцы-свидетели комплектов IK и 2К изготовляются из
того же металла, что и облучаемые образцы-свидетели. Образ-
цы-свидетели комплекта ЗК изготовляются из того же металла,
что и температурные образцы-свидетели.
75
Заготовки образцов основного металла вырезаются из зоны,
расположенной на расстоянии от поверхности пробного кольца
не менее 1/4 толщины пробного кольца. Заготовки образцов
металла сварного шва и металла зоны термического влияния
вырезаются из зоны, включающей все сечение шва, кроме
участка корня шва (толщиной около 40 мм).
В контейнеры с облучаемыми образцами устанавливаются
индикаторы температуры облучения. В качестве индикатора
температуры облучения применяется алмазная крошка. Дей-
ствие индикатора основано на отжиге дефектов, наведенных
облучением. Алмазный индикатор помешается в капсулу из
алюминиевого сплава. Наряду с алмазными индикаторами уста-
навливаются плавкие индикаторы (индикаторы на основе
легкоплавких эвтектических сплавов и чистых металлов).
Для определения флюенса быстрых нейтронов с Е > 0,5 МэВ,
действующих на образцы, в контейнеры с ОС устанавливаются
нейтронно-активационные индикаторы. В качестве детекторов
для нейтронно-активационных индикаторов используются на-
боры фолы из железа, ниобия и меди. Индикаторы размешаются
в отверстиях ОС и в заполнителе контейнеров. Наличие запол-
нителей и прокладок из алюминия или алюминиевых сплавов
в контейнере с ОС снижает температуру образцов, не допуская
их перегрева из-за радиационных энерговыделений.
Комплекты температурных образцов-свидетелей размещают-
ся на верхней плите блока защитных труб внутрикорпусных
устройств в зоне с температурой теплоносителя на выходе из
реактора. Контейнеры с температурными образцами разме-
щаются в контейнерной сборке в два яруса, по одному в каждом
ярусе.
Комплекты контрольных образцов-свидетелей не загружают-
ся в реактор и хранятся на АЭС.
Комплекты ОС включают:
• образны для испытаний на растяжение (по ГОСТ 9651-84
и ГОСТ 1497-84);
• образцы для испытаний на ударный изгиб (по ГОСТ 9454-78);
• образны на внецентренное растяжение для определения
параметров вязкости разрушения (по ГОСТ 25.506-85).
Конструкция ОС представлена на рис. 4.6—4.8.
76
55+0, J
Б-Б
Рис. 4.6 Образец Шарли
77
б,9±0,1
78
НР90
Для образца металла
сварного шва
Рис. 4.8. Образец для испытаний на разрыв
79
Рис. 4.9. Расположение кон-
тейнерных сборок ОС в реак-
торе В-187
/ — контейнер с ОС; 2 — ста-
кан; 3 — пружина; 4 — выго-
родка
f l\\V
|\\\'
l\\V
80
При разработке проекта головного реактора В-187 проблем-
ным оказался вопрос размещения облучаемых ОС в реакторе.
Вариант размещения ОС на внутренней стенке корпуса давал
возможность получения более представительной информации
в части спектра облучения и значения флюенса на ОС. С другой
стороны, размещение ОС на внутренней стенке корпуса затруд-
няло использование систем дистанционного контроля металла
изнутри корпуса. Учитывалось также то. что приварка защит-
ного кожуха к стенке существенно увеличивает уровень тем-
пературных напряжений в основном металле и в наплавке в мес-
тах приварок. При размещении ОС в зазоре между корпусом
и шахтой внутрикорпусной, где скорость турбулентного потока
теплоносителя очень большая (7—10 м/с), закрепление контей-
неров с ОС должно быть не только прочным, но и виброустой-
чивым, а извлечение ОС становится сложной операцией, при-
уроченной к этапу ППР с извлечением шахты.
Поэтому был выбран вариант размещения облучаемых ОС на
верхнем торце выгородки (рис. 4.9), хотя ОС, установленные
в этой зоне, менее представительны, так как по объему контей-
нерных сборок ОС наблюдаются значительные изменения плот-
ности потока и спектра быстрых нейтронов. По аналогии с
реактором В-187 последующие серийные ВВЭР-1000 имеют
комплекты облучаемых ОС, размешенных на выгородке.
Для вновь строящихся блоков ЛЭС (начиная с проекта реак-
тора В-392) каждый комплект облучаемых ОС размещается в
двух контейнерных сборках, по три плоских контейнера в каж-
дой. Каждая контейнерная сборка помещена в перфорирован-
ный сварной кожух, закрепленный на стенке корпуса. Тем-
пературные ОС помешаются в цилиндрические контейнеры,
расположенные в два яруса, при этом нейтронно-активаци-
онные индикаторы и индикаторы определения температуры
облучения не устанавливаются. В каждом комплекте образцы
помещены в два контейнера.
Комплекты облучаемых ОС в реакторах вновь строящихся
блоков АЭС размещены на стенке корпуса в местах, где плот-
ность потока быстрых нейтронов на них не превышает макси-
мальную плотность потока быстрых нейтронов на внутренней
поверхности корпуса более чем в два раза. Разница величины
81
плотности потока быстрых нейтронов по высоте и ширине
контейнерной сборки не превышает 20%, что обеспечивает
идентичность условий облучения всех ОС.
Размещение ОС в прочноплотных контейнерах и закрепление
контейнеров с ОС в реакторах последних модификаций (напри-
мер, в реакторе В-428) представлены на рис. 4.10—4.15.
Испытание на статическое растяжение производится в соот-
ветствии с ГОСТ 9651-84 при температуре 350 °C и ГОСТ 1497-84
при температуре 20 °C. При этом определяются следующие
характеристики:
• временное сопротивление разрыву, а также изменение отно-
сительно исходного состояния (Rm, ARm);
• предел текучести в исходном состоянии и в результате воз-
действия эксплуатационных факторов, а также изменение
относительно исходного состояния (Rp02, ARp0,);
• относительное удлинение в исходном состоянии и в резуль-
тате воздействия эксплуатационных факторов, а также изме-
нение относительно исходного состояния (А, ДА);
• относительное сужение в исходном состоянии и в результате
воздействия эксплуатационных факторов, а также изменение
относительно исходного состояния (Z, AZ);
• предел текучести и временное сопротивление разрыву (Rm,
Rp02) при двух температурах, соответствующих переходной
температурной области испытаний образцов-свидетелей на
вязкость разрушения.
Испытания на ударный изгиб проводятся в соответствии с
ГОСТ 9454-78 с целью установления температурной зависимос-
ти ударной вязкости с определением критической температуры
хрупкости до и после воздействия эксплуатационных факторов
(Тг, Тт), а также ее сдвига (АТР, АТт).
Методика определения Тки, TF, Тт, ATf, АТт — в соответствии
с ПНАЭ Г-7-002-86.
Испытания на вязкость разрушения образцов типа СТ-0,5
проводятся в соответствии с ГОСТ 25.506-85 с целью определе-
ния температурных зависимостей характеристик трещиностой-
кости (К1С) до и после воздействия эксплуатационных факторов
и установления соответствующих сдвигов, определяемых на
уровне 100 МПа Vm
82
Рис. 4.10. Расположение
контейнерных сборок ОС
в реакторе В-428
WXWTTZ
//////УМ.
Рис. 4.11. Расположение контейнерных сборок ОС на стенке корпуса
/ — контейнер с облучаемыми ОС; 2 — корпус: 3 — шахта: 4 — выгородка;
5- ТВС
Определение химического состава материала ОС проводится
с целью анализа влияния легирующих и примесей на радиаци-
онное повреждение и термическое старение материала корпуса.
Определение химического состава производится методом спек-
трального анализа в соответствии с ГОСТ 18895-97. Химичес-
кий состав определяется на ОС контрольных и каждого выгру-
жаемого комплектов.
Извлечение облучаемых образцов-свидетелей совмещается во
времени с освидетельствованием корпуса при извлеченной
шахте внутрикорпусной.
84
1
Рис. 4.12. Крепление облучаемых
контейнерных сборок на стенке
корпуса
1 — контейнер с облучаемыми ОС;
2 — корпус; 3 — кожух; 4 — захват-
ная головка
85
3
Рис 4 13. Крепление облучаемых контейнерных сборок (на стенке корпуса)
7 — контейнер с облучаемыми ОС; 2 — корпус; 3 — захватная головка
86
0170
Рис. 4.14. Крепление контейнерной сборки с температурными образцами
на БЗТ
/ — контейнер с ОС; 2 — стакан; 3 — пружина 4 — БЗТ
87
Рис. 4.15. Размещение температурных образцов в контейнере
/ — прочноплотный контейнер; 2 — образец-свидетель; 3 — заполнитель
88
Для комплектов облучаемых ОС проектом установлены сле-
дующие сроки выгрузки:
• первая выгрузка (комплект 1Л) — через 5 лет после начала
эксплуатации реактора;
• вторая выгрузка (комплект 2Л) — через 9 лет после начала
эксплуатации реактора;
• третья выгрузка (комплект ЗЛ) — через 17 лет после начала
эксплуатации реактора.
Первая выгрузка температурных комплектов ОС (комплект 1М)
производится через 3 года после начала эксплуатации реактора.
Сроки извлечения остальных комплектов ОС определяются по
результатам исследований образцов первых комплектов. Кон-
тейнерные сборки с температурными ОС извлекаются из блока
защитных труб в период останова для перегрузки топлива.
Извлечение контейнерных сборок из реактора должно произ-
водиться дистанционно с применением специальных устройств
4.6
ВЫБОР ОСНОВНЫХ РАЗМЕРОВ КОРПУСА ВВЭР-1000
Геометрические размеры корпусов всех ВВЭР-ЮОО практически
одинаковы. Отличается только габаритная высота корпуса реак-
торов повышенной безопасности — начиная с реактора В-392
высота корпуса увеличена примерно на 300 мм.
Основные размеры головного корпуса (диаметр, высота, тол-
щина стенок, диаметр и вылет патрубков, присоединяемых к
ГЦТ) выбирались с учетом исходных требований технического
задания, результатов физических, гидравлических и прочност-
ных расчетов, а также с учетом реальных (на момент создания
корпуса В-187) возможностей изготовления корпуса на Ижор-
ском заводе и транспортирования его до НВАЭС.
Определяющими исходными величинами являлись:
• тепловая мощность реактора (3000 МВт). Эта величина опре-
деляет выбор минимальных размеров активной зоны;
• расход теплоносителя через реактор при работе четырех
насосов. Эта величина определяет минимальные проходные
89
сечения гидравлического тракта реактора (включая входные
и выходные патрубки корпуса, кольцевой зазор между кор-
пусом и шахтой внутрикорпусной). Внутренний диаметр
четырех входных и четырех выходных патрубков корпуса вы-
бран равным 850 мм, исходя из условия обеспечения скорости
теплоносителя во входных патрубках корпуса не более 10 м/с
(такое значение было апробировано в отечественной и зару-
бежной практике);
• параметры теплоносителя. Давление теплоносителя (расчет-
ное рабочее 17,64 МПа, давление гидравлических испытаний
24,5 МПа) и температура (расчетная 350 °C) определяют тол-
щину стенки сосуда давления и механические свойства,
закладываемые в прочностной расчет;
• производственные ограничения, которые существовали на
отечественном заводе-изготовителе корпусов. В числе таких
ограничений могут быть названы: ограничение по весу слит-
ка выплавляемой корпусной стали; отсутствие оборудования
для выполнения шва приварки патрубка Ду 850 к корпусу;
ограничение по размерам прессуемых (штампуемых) загото-
вок и т.д. Приварка патрубков (в узкую профильную раз-
делку) по типу зарубежных корпусов на Ижорском заводе
не выполнялась. Пришлось заводу осваивать технологию
штамповки патрубков Ду 850, что потом было оценено как
ноу-хау и достижение завода. Производственные ограниче-
ния обусловили также необходимость выполнения корпуса
с шестью кольцевыми швами и штампосварным эллиптичес-
ким днищем (с электрошлаковым сварным швом);
• возможность поставки на АЭС негабаритного и тяжеловес-
ного изделия только по железной дороге с использованием
специальных транспортеров (негабаритность IV степени);
• ограничение флюенса быстрых нейтронов, падающих на стен-
ку корпуса Предельное значение флюенса для металла кор-
пуса было определено в результате аттестационных испытаний.
При выборе основных размеров корпуса использованы резуль-
таты физических, гидравлических и прочностных расчетов. В чис-
ло таких расчетов входят:
• расчеты размеров и нейтронно-физических характеристик
активной зоны;
90
• расчеты плотности потока и флюенса быстрых нейтронов на
стенке корпуса;
• расчеты гидродинамических характеристик потока теплоно-
сителя в реакторе в номинальном режиме;
• расчеты распределения температуры и напряженно-деформи-
рованного состояния в стенке корпуса на различных участ-
ках в разных проектных режимах.
Расчеты размеров и нейтронно-физических характеристик ак-
тивной зоны определяют:
• число ТВС в активной зоне (151 шт. для В-187 и 163 шт. —
для остальных);
• шаг между ячейками активной зоны, в которых размешаются
ТВС (241 мм для В-187 и 236 мм — для остальных);
• конфигурацию ТВС в поперечном сечении (шестигранник с
размером S = 238 мм для В-187 и S = 234 мм — для остальных);
• конфигурацию и размеры активной зоны в поперечном сече-
нии. Эквивалентный диаметр активной зоны равен 3120 мм
для В-187 и 3160 мм — для остальных;
• высоту топливного столба в ТВС в холодном состоянии
(3530 мм);
• высоту перемещаемого органа регулирования.
Минимально необходимая высота корпуса определяется разме-
ром, который учитывает суммарную величину высоты топлив-
ного столба в ТВС, габаритную высоту органа регулирования
и высоту днища шахты внутрикорпусной.
Расчеты плотности потока и флюенса быстрых нейтронов
определяют необходимую железоводную защиту корпуса Ме-
талл выгородки и шахты совместно с теплоносителем (водой) в
пространстве между активной зоной и корпусом обеспечивают
ослабление потока быстрых нейтронов на стенке корпуса.
Для расчета плотности потока и флюенса нейтронов, падаю-
щих на корпус, в качестве исходных данных из расчета нейт-
ронно-физических характеристик активной зоны берутся
результаты расчетов выгорания по объему активной зоны при
работе в режиме стационарных перегрузок. В расчете учитыва-
ется изменение числа нейтронов на деление из-за изменения
изотопного состава топлива при выгорании. От определенного
91
таким образом объемного источника нейтронов деления рас-
считывается пространственно-энергетическое распределение
плотности потока нейтронов в объеме вне активной зоны, вклю-
чая стенку корпуса. Используется метод дискретных ординат с
разложением индикатрисы рассеяния нейтронов в ряд по поли-
номам Лежандра.
Основной вклад в величину плотности потока нейтронов,
падающего на выгородку, шахту и корпус, дают ТВС, разме-
щенные на периферии активной зоны.
В расчете плотности потока нейтронов определяются значе-
ния плотности потока и флюенса быстрых нейтронов с энергией
выше 0,5 МэВ в металле корпуса, включая распределение по
азимуту, высоте и толщине стенки корпуса. В расчете опреде-
ляются также радиационные повреждения металла корпуса в
единицах «число смещений на атом» (сна). Для реакторов
последней модификации расчет выполняется для двух случаев:
при наличии ОС на стенке корпуса и при их отсутствии. Мак-
симальные значения флюенса нейтронов с энергией выше
0,5 МэВ за 40 лет равны:
• 7,2 1023 нейтр./м2 для металла ОС;
• 4,8 1023 нейтр./м2 для металла корпуса за ОС;
• 4,5 I023 нейтр./м2 для металла корпуса в отсутствие ОС.
Требования к размещению ОС характеризуются отношением
максимального значения плотности потока нейтронов с энер-
гией выше 0,5 МэВ на внутренней поверхности ОС:
• к минимальному значению (не должно превышать 1,2);
• к максимальному значению плотности потока на внутренней
поверхности корпуса за ОС (не должно превышать 2,0).
Проектные оценки показали, что эти требования выполняются.
При расчете характеристик поля нейтронов вне активной
зоны проводится расчет характеристик поля фотонов. Одним из
функционалов этих полей являются радиационные энерговы-
деления в ВКУ, корпусе и в «сухой зашите», которые служат
исходными данными при расчете температурных полей.
После выполнения расчетов по выбору основных разме-
ров проверяются статическая и циклическая прочность, а так-
же сопротивление хрупкому разрушению корпуса. Проверка
92
прочности проводится с учетом изменения параметров тепло-
носителя и температурных полей.
Для реактора В-392 расчетная схема для определения харак-
теристик поля нейтронов вне активной зоны представлена на
рис. 4.16.
В связи с ограничением габаритных характеристик изделия
из условия транспортирования его по отечественным железным
дорогам, наружный диаметр корпуса реактора В-187 в районе
активной зоны был выбран равным 4535 мм, а патрубковая зона
Рис 4.16. Схема поперечного разреза реактора (1/12 часть сечения)
1 — корпус; 2 — шахта; 3 — выгородка; 4 — образцы-свидетели; 5— ТВС
93
выполнена с двухрядным размещением патрубков Ду 850 и нерав-
номерным размещением их в плане.
Применение корпуса с двухрядным размещением патрубков
Ду 850, сдвинутых в плане попарно под углом 55 °C (между двумя
соседними патрубками), отразилось на компоновочных реше-
ниях РУ:
• бассейны ревизии ВКУ и выдержки топлива размешены по
оси II-IV (между раздвинутыми патрубками Ду 850) в непо-
средственной близости от реактора, что делает компоновку
более компактной и облегчает проведение перегрузки ВКУ
и ТВС под водой;
• все четыре горизонтальных парогенератора размещены близ-
ко от реактора, что позволяет выполнить трассировку глав-
ных циркуляционных трубопроводов с минимальной длиной
и минимальным количеством гнутых колен;
• основное оборудование (реактор, парогенераторы, компен-
саторы давления и бассейны) размещено в герметичной зоне
РУ очень компактно, несмотря на большие размеры (в пла-
не) обоих бассейнов и четырех горизонтальных парогене-
раторов.
Для иллюстрации сказанного на рис. 4.17 представлена схема
размещения в плане реактора, бассейна ревизии ВКУ, бассейна
выдержки топлива, ГЦНА, а также парогенераторов РУ В-412.
При транспортировке корпуса реактора В-187 по железной
дороге мог быть использован единственный отечественный
транспортер сочлененного типа грузоподъемностью 400 т. При
этом накладывалось ограничение на габаритные размеры про-
возимого груза: при длине корпуса 10 897 мм максимальный диа-
метр его цилиндрической части не должен превышать 4535 мм.
Для выполнения этого условия пришлось срезать опорный бурт
корпуса в двух местах до 4535 мм. На опорном бурте и обечай-
ках зоны патрубков головного и серийных реакторов выполнены
выборки металла, чтобы «вписать» поперечное сечение гори-
зонтально транспортируемого корпуса в максимально допусти-
мый железнодорожный габарит. Для возможности транспорти-
рования этих корпусов по железной дороге на сочлененном
транспортере к днищу корпуса приваривалось кольцо. Схема
94
транспортировки корпуса реактора на сочлененном железнодо-
рожном транспортере по территории России показана на рис. 4.18.
В настоящее время корпуса реакторов, поставляемых на
экспорт (морским путем с Ижорского завода) по контрактам с
Китаем, Ираном и Индией, выполняются без упомянутых выше
выборок металла и без приварки дополнительного кольца к дни-
щу корпуса. По сравнению с корпусом реактора В-320 длина
Рис. 4.17. Компоновка РУ В-412 (план на отметке помещения пароге-
нераторов)
1 — реактор; 2 — бассейн ревизии ВКУ; 3 — бассейн перегрузки; 4 — пароге-
нератор; 5 — ГЦНА
95
Рис. 4.18 Схема транспортировки корпуса по железным дорогам РФ
/ — уровень головок рельсов; 2 — контур допустимого приближения железно-
дорожных строений; 3 — максимальный габарит провозимого груза
96
этих корпусов увеличена на 300 мм (для размера от плоскости
ГРР до внутренней поверхности днища) за счет увеличения
длины опорной обечайки. За счет удлинения корпуса стало воз-
можным увеличить на 300 мм заглубление активной зоны по
отношению к ферме опорной и к патрубкам Ду 850. Верхняя
отметка активной зоны в реакторе В-320 расположена на 23 мм
ниже верха опорной фермы, а в реакторе В-412 ниже на 323 мм
(рис. 4.19).
10897
Рис. 4.19. Конструкции корпусов реакторов В-320 и В-412
№ 1—№ 6 — сварные швы
97
Увеличение расстояния от верхней отметки опорной фермы
до верхней отметки активной зоны с 23 до 323 мм позволило:
• снизить мощность дозы нейтронов в местах ограниченного
доступа персонала при работе реактора на мощности, напри-
мер в зоне обслуживания приводов ГЦНА;
• уменьшить плотность потока нейтронов, падающих на опор-
ное кольцо и ферму опорную, снизить активацию этих эле-
ментов и, соответственно, лозовые нагрузки на персонал при
осмотре опорных конструкций корпуса и зоны патрубков;
• уменьшить флюенс быстрых нейтронов на шов сварки опор-
ной обечайки с обечайкой зоны патрубков;
• увеличить расстояние от нижней образующей входного пат-
рубка Ду 850 до верха активной зоны, что приводит к увеличе-
нию объема теплоносителя над активной зоной и улучшению
условий охлаждения активной зоны в аварийных ситуациях
с потерей теплоносителя.
Удлинение корпуса позволило увеличить заглубление блока за-
щитных труб в корпусе и, соответственно, увеличить длину вер-
хнего участка канала, в котором устанавливается сборка дат-
чиков внутри реакторного контроля. Это обеспечивает возможность
размещения датчиков внутриреакторного контроля в тепло-
выделяющих сборках с одинаковой ориентацией относительно
оси IV активной зоны.
Удлинение корпуса (на 300 мм по внутреннему контуру и на
288 мм по наружному контуру) практически не влияет на ре-
зультаты гидравлических и прочностных расчетов корпуса реак-
тора. Удлинение корпуса не изменило отработанную технологию
изготовления, так как это удлинение произведено за счет опор-
ной обечайки (наиболее короткой). Масса слитка, необходимая
для отливки удлиненной обечайки, не превышает максимальную
массу слитка, технология изготовления которого освоена про-
изводством, операции по изготовлению удлиненной обечайки
также производятся по освоенной технологии.
По сравнению с корпусом реактора В-320 корпус реактора
В-412 не имеет выборок на опорной обечайке и обечайках зоны
патрубков. Это позволяет увеличить количество шпонок для
закрепления корпуса в кольце опорном (с 22 до 30 штук),
увеличить прочность обечаек зоны патрубков и упростить их
98
изготовление. Жесткость кольца опорного и упорного увеличе-
на в связи с тем, что увеличены проектные значения сейсмичес-
ких нагрузок для энергоблока АЭС «Куданкулам» по сравнению
с серийным энергоблоком АЭС.
4.7
ВЫБОР МАТЕРИАЛОВ КОРПУСА РЕАКТОРА
Конструкционные материалы, применяемые для изготовления
корпуса и крышки реактора В-1000, приведены в табл. 4.3.
Материалы, применяемые для изготовления корпуса, допу-
щены для изготовления оборудования и трубопроводов АЭС
согласно ПНАЭ Г-008-89, а сварочные (наплавочные) материа-
лы допущены для сварки и наплавки согласно ПНАЭ Г-009-89.
Работоспособность этих материалов подтверждена опытом экс-
плуатации действующих реакторных установок типа ВВЭР.
Ограничения по содержанию никеля и вредных примесей
(особенно серы, фосфора и меди) в сталях марки 15Х2НМФА-А
и 15Х2НМФА, класс 1, необходимы, так как они являются
определяющими с позиции радиационной стойкости.
Сталь марки 15Х2НМФА, класс 1, по сравнению со сталью
марки 15Х2НМФА-А имеет более низкое содержание примесей
(меди не более 0,08%) и никеля (ограничение верхнего предела
по содержанию никеля до 1,3%). Поэтому после промышлен-
ного освоения сталь марки 15Х2НМФА, класс I, стала приме-
няться вместо стали марки 15Х2НМФА-Адля изготовления обе-
чаек, расположенных напротив активной зоны.
Содержание кобальта в сталях марок 15Х2НМФА,
15Х2НМФА-А и 15Х2НМФА, класс 1, не более 0,03%. Такое
содержание кобальта практически не оказывает влияния на ра-
диационную обстановку, так как с позиции доступности при
контроле металла корпуса изнутри определяющим является
содержание кобальта в металле наплавки.
По содержанию углерода и основных легирующих элементов,
применяемым шихтовым материалам, технологии выплавки,
99
Таблица 4.3. Материалы, применяемые для изготовления корпуса
и крышки реактора
Детали корпуса и крышки реактора Марка материала
Основные материалы
Днище корпуса реактора, эллипсоид крышки реактора Сталь 15Х2НМФА
Фланец крышки и корпуса реактора Сталь 15X2 НМ ФА
Обечайки зоны патрубков Сталь 15X2 НМ ФА-А
Цилиндрические обечайки активной зоны Сталь 15Х2НМФА, класс 1
Крепежные детали, шпильки главного разъема Сталь 38ХНЗМФА
Защитные рубашки патрубков и другие детали Сталь 08Х18Н1 ОТ
Патрубки крышки Сталь 20
Фланцы патрубков крышки, разделительное кольцо Сталь 22К
Прокладки главного разъема реактора Никель НП2
Сварочные (наплавочные) материалы
Автоматическая сварка под флюсом. Корень шва. Эллипсоид крышки с фланцем, фланец корпуса с обечайкой зоны патрубков, днише корпуса с обечайкой Св-08А, Св-08АА + + флюс АН-42, АН-42М или ФЦ-16, ФЦ-16А
Автоматическая сварка под флюсом. Эллип- соид крышки с фланцем, фланец корпуса с обечайкой зоны патрубков, днище корпуса с обечайкой Св-09ХГНМТА + + флюс НФ-18М
Автоматическая сварка под флюсом. Корень шва. Обечайки зоны патрубков, цилиндричес- кие обечайки Св-08АА-ВИ + флюс АН-42М или ФЦ-16А
Автоматическая сварка под флюсом. Обечайки зоны патрубков, цилиндрические обечайки активной зоны Св-09ХГН МТАА-ВИ+ + флюс НФ-18М, Св-12Х2Н2МАА + + флюс ФЦ-16 или ФЦ-16А
1-й слой. Автоматическая наплавка под флюсом антикоррозионных покрытий на внутренней поверхности крышки, корпуса и на раздели- тельном кольце Св-07Х25Н13 + + флюс ОФ-10 или ФЦ-18
100
Таблица 4.3 (окончание)
Детали корпуса и крышки реактора Марка материала
2-й слой. Автоматическая наплавка под флюсом антикоррозионных покрытий на внутренней поверхности крышки, корпуса и на раздели- тельном кольце Св-08Х19Н10Г2Б или Св-04Х20Н 10Г2Б + + флюс ОФ-Ю или ФЦ-18
Ручная дуговая сварка (наплавка) УОНИИ-13/45А, ЭА-395/9, УОН И И-13/45, ЭА-898/21Б, УОН И И-13/55, ЭА-400/10У, ЦЛ-25/1, ЗиО-8
изготовления и термической обработке заготовок, сварке и тер-
мической обработке сварных соединений и наплавок сталь
марки 15Х2НМФА, класс 1, и сталь марки 15Х2НМФА-А ана-
логичны.
Необходимое высокое качество корпусных сталей достига-
ется благодаря использованию чистых шихтовых материалов
(включая первородное железо или металлизированные шихто-
вые материалы), специального технологического процесса плав-
ки, современных способов внепечной обработки и разливки
металла. При изготовлении выполняются технологические опе-
рации, которые обуславливают минимальное содержание вред-
ных примесей, газов (включая водород) и неметаллических
включений. После окончательной термической обработки про-
изводится контроль сплошности металла каждой заготовки и
контроль макроструктуры каждой заготовки на темплетах.
Сварочные материалы, используемые для сварки обечаек,
расположенных напротив активной зоны, обеспечивают в ме-
талле сварного шва содержание никеля 1,0...1,3%, меди —
не более 0,08%, серы — не более 0,015%, фосфора — не более
0,012%.
Примененная для изготовления деталей уплотнения главного
разъема сталь марки 38ХНЗМФА обладает высокой релаксаци-
онной стойкостью и высокими механическими свойствами.
101
Таблица 4.4. Химический состав
Марка стали С Si Мп Сг Ni
15Х2НМФА (поковки) 0,13-0,18 0,17 0,37 0,30-0,60 1,8-2,3 1,0-1,5
15Х2НМФА-А (поковки)
15Х2НМФА, класс 1 (поковки) 1,0-1,3
20 (трубы) 0,17-0,24 0,17-0,37 0,35-0,65 Не более 0,25 Не более 0,25
22К (поковки) 0,19-0,26 0,20-0,40 0,75-1,00 Не более 0,40 Не более 0,30
08Х18Н10Т (трубы) Не более 0,08 Не более 0,8 Не более 1,5 17,0-19,0 10,0-11,5
08Х18Н10Т (поковки) Не более 2,0 9,0-11,0
38ХНЗМФА (крепежные детали) 0,33-0,40 0,17-0,37 0,25-0,50 1,2-1,5 3,0-3,5
Для обоснования прочности (включая обоснование хрупкой
прочности) корпуса на стадии проектирования используются
нормативные значения. В табл. 4.4.—4.11 приведены норма-
тивные значения для материала корпуса по химическому
составу, физико-механическим свойствам критической темпе-
ратуре хрупкости, по критическим коэффициентам интенсив-
ности напряжений и коэффициентам радиационного охруп-
чивания.
102
основного металла корпуса, %
Критическую температуру хрупкости материала в соответ-
ствии с ПНАЭ Г-7-002-86 определяют по формуле:
Тк = Тк0 + АТт + ATn + ATf.
(4.1)
В расчете используются гарантированные максимальные
значения температуры Тк{1, полученные по результатам аттестаци-
онных испытаний основного металла и сварных швов (табл. 4.12).
103
Таблица 4.5. Средний термический коэффициент линейного
расширения, а • 106, К1
Марка стали Температура, °C
20 200 300 400
15Х2НМФА 10,5 11,2 11,9 12,6
15Х2НМФА-А, 15Х2НМФА, класс 1 10 8 Н,6 12,2 12,8
20 Н,5 12,5 13,1 13,6
22К 11,5 12,5 13,1 13,6
08Х18Н10Т 16 4 17,0 17,4 17,8
38ХНЗМФА 11,5 12,5 13,1 13.6
Таблица 4.6. Механические свойства стали марок
15Х2НМФА, 15Х2НМФА-Аи 15Х2НМФА, класс 1
Марка стали Толщина заготовки, мм, не более Категория заготовки Rm, МПа КРо,2> МПа А, % Z, %
Не менее
Обечайки активной зоны
15Х2НМФА, класс 1 (поковка) 400 А-А 608 (539) 490 (441) 15 (14) 55 (50)
Обечайки зоны патрубков
15Х2НМФА-А (поковка) 400 А 608 (539) 490 (441) 15 (14) 55 (50)
А-А 608 (539) 490 (441) 15 (14) 55 (50)
Днище
15Х2НМФА (листовая штампованная заготовка) 400 А 608 (539) 490 (441) 15 (14) 55 (50)
Фланец
15Х2НМФА (поковка) 650 Б 549 (490) 441 (392) 15 (12) 55 (45)
Примечание. Цифры без скобок — значение параметра при Т = 20 °C; цифры в скобках — при Т = 350 °C.
104
Таблица 4.1. Механические свойства труб из стали марки 20 при Т = 20°С
Марка стали Rm. МПа Rm03, МПа Л,. % Z, % K.CU, Дж/см-’ Rm02, МПа (Т=300°С)
Не менее
20 (трубы) 412-549 (412-549) 216 (216) 22 (24) 40 (45) 39 (49) 157
Примечание. Цифры без скобок — поперечные образцы; цифры в скобках —
продольные образцы.
Таблица 4.8. Механические свойства поковок из стали марки 22К
Марка стали Rm, МПа Rp(U> МПа а5, % Z, % НВ
Не менее
22К (поковки) 430-620 (355) 215-500 (185) 21 (18) 45 (45) 123-205
Примечание. Цифра без скобок — значение параметра при Т = ках — при Т = 350 °C. 20 °C; в скоб-
Таблица 4.9. Механические свойства труб и заготовок
из сортового проката стали 08Х18Н10Т
Марка стали Rm, МПа КРо.2, МПа а5, % Z, %
Не менее
08Х18Н10Т (заготовки из сортового проката) 490 (355) 195 (175) 35 (25) 50 (40)
08Х18Н10Т (трубы) Примечание. Цифра без с ках — при Т = 350 °C (* - метром более 76 мм). 549 (343*)(333**) кобок — значени - для труб диаме (196*)(186**) е параметра при гром до 76 мм; * 35 (-) Т = 20°С * — для (-) ; в скоб- груб диа-
105
Сдвиг критической температуры хрупкости от циклической
повреждаемости Д1\ определяется по формуле:
ATn =20 as,
(4 2)
n
где aL = X(Ni/[N;]) — величина накопленной повреждаемости,
i=I
определяемая в расчете циклической прочности.
Таблица 4.10. Механические свойства крепежных деталей из стали
38ХНЗМФА при разной температуре
Марка стали Кате- гория проч- ности Т = 20°С т = =350‘С НВ
Rm, МПа КРо.2, МПа а5, % Z, % KCU, Дж/см2 RPo.2' МПа
Не менее
38ХНЗМФА КП 685 686- 853 784 15 40 59 539 241- 311
КП 785 784- 951 882 14 40 59 637 262- 331
КП 880 882- 1078 980 11 35 59 735 277- 352
Таблица 4.11. Механические свойства металла сварных швов
и наплавленного металла при Т = 350 С
Марка сварочного или наплавочного материала, флюс Rtn, МПа КР».2> МПа А, % Z. %
Не менее
Автоматическая сварка под флюсом
Проволока Св-09ХГНМТАА-ВИ, флюс НФ-18М 490 392 14 50
Проволока Св-09ХГНМГА, флюс НФ-18М
Проволока Св-12Х2Н2МАА, флюс ФЦ-16А
106
Таблица 4.11 (окончание)
Марка сварочного или наплавочного материала. флюс Rm, МПа Rp„,. М Па А. % Z. %
Не .менее
Автоматическая сварка под флюсом (корень шва)
Проволока Св-08АА-ВИ, флюс АН-42М или ФЦ-16А 14 76 14 50
Проволока Св-08А или Св-08АА, флюс АН-42. АН-42М или ФЦ-16, ФЦ-16А 13
Автоматическая наплавка под флюсом антикоррозионных покрытий (1-й слой)
Лента Св-07Х25Н13, флюс ОФ-10 или ФЦ-18 353 157 10 20
Автоматическая наплавка под флюсом антикоррозионных покрытий (2-й слой)
Лента Св-08Х19Н 10Г2Б, флюс ОФ-10 или ФЦ-18 353 196 10 30
Лента Св-04Х20Н 10Г2Б, флюс ОФ-10 или ФЦ-18 176
Таблица 4.12. Исходная критическая температура хрупкости
материалов корпуса
Марка стали или сварочного (наплавочного) материала Тк0, ”С, не выше
15Х2НМФА (поковки) 0
15Х2НМФА-А (поковки) -10
15Х2НМФА, класс 1 (поковки) -25
22К(поковки) +40
Проволока Св-09ХГНМТАА или Св-09ХГНМТАА-ВИ под флюсом НФ-18М 0
Проволока Св-12Х2Н2МАА под флюсом ФЦ-16А 0
Проволока Св-08АА-ВИ под флюсом АН-42М или ФЦ-16А 0
Электроды УОНИИ-13/45А -10
Электроды УОНИИ-13/45, УОНИИ-13/55 0
107
Рис, 4 20 Зависимость К,с от приведенной температуры для сталей
15Х2НМФА, 15Х2НМФА-А и 15Х2НМФА, класс 1
Сдвиг критической температуры хрупкости от циклической
повреждаемости для зоны патрубков и крышки за расчетный
срок службы 40 лет равен 20 °C, так как повреждаемость этих
элементов за этот срок принимается в запас прочности равной I.
Для элементов цилиндрической части корпуса в зоне облучения
принимается ДТХ = 0 °C вследствие того, что повреждаемость для
этих элементов не существенна (табл. 4 13).
Сдвиг критической температуры хрупкости вследствие влия-
ния облучения определяют по формуле:
ДТР =
(4.3)
где F — флюенс быстрых нейтронов (Е>0,5 МэВ); Fo =
108
Рис. 4.21. Зависимость К1С от приведенной температуры для сварных
соединений сталей 15Х2НМФА, 15Х2НМФА-Аи 15Х2НМФА, класс 1
= 1 10й нейтр./м2; AF — коэффициент радиационного охрупчи-
вания при температуре облучения (290+10) °C (табл. 4.14).
Нормативные значения AF получены при аттестации кор-
пусных материалов, облученных до флюенса нейтронов
6,4 I О23 нейтр./м2 (Е >0,5 МэВ). Гарантированные значения
сдвига критической температуры хрупкости для корпусных ма-
териалов приведены в табл. 4.15.
Зависимость трешиностойкости К1С от приведенной темпе-
ратуры (Тпр = Т - Тк, °C) для сталей 15Х2НМФА, 15Х2НМФА-А
и 15Х2НМФА, класс 1, приведена на рис. 4.20.
Зависимость К,с от приведенной температуры для сварных
соединений сталей 15Х2НМФА, 15Х2НМФА-А и 15Х2НМФА.
класс 1, приведена на рис. 4.21.
109
Таблица 4.13. Сдвиг критической температуры хрупкости
материалов корпуса вследствие температурного старения
Материал ЛТт, “С
Основной металл вне зоны облучения (F< 1022 нейтр./м-’ при Е>0,5 МэВ) в течение: — 50 000 ч эксплуатации 30
— последующего периода эксплуатации 5
Основной металл в зоне облучения в течение всего периода эксплуатации 0
Металл шва в течение всего периода эксплуатации 0
Таблица 4.14. Коэффициент радиационного охрупчивания
материалов корпуса
Материал
Сталь 15Х2НМФА-А, 15Х2НМФА, класс 1
Сварной шов, выполненный проволокой Св-09ХГНМТАА-ВИ
под флюсом НФ-18М
Сварной шов, выполненный проволокой Св-12Х2Н2МАА
под флюсом ФЦ-16А
AF, “С
23
20
20
Таблица 4.15. Гарантированные значения сдвига критической температуры
хрупкости для корпусных материалов с содержанием
никеля не выше 1,3%
Материал Температура облучения Тобл., °C Флюенс быстрых нейтронов F, нейтр/м2 Сдвиг критической температуры хрупкости ДТк, °C
Сталь 15Х2НМФА-А, 15Х2НМФА, класс 1 290± 10 6,4- 1023 (Е>0,5 МэВ) 92
Сварной шов, выполненный проволокой Св-09ХГНМТАА-ВИ под флюсом НФ-18М 80
Сварной шов, выполненный проволокой Св-12Х2Н2МАА под флюсом ФЦ-16А 80
110
4,8
ОБЕСПЕЧЕНИЕ КАЧЕСТВА ПРИ ИЗГОТОВЛЕНИИ,
МОНТАЖЕ И ЭКСПЛУАТАЦИИ
В процессе изготовления элементов корпуса и крышки произ-
водится неразрушающий контроль материалов, полуфабрикатов,
сварочных материалов и сварных соединений (наплавок) в со-
ответствии с требованиями действующих НТД. Методы и объем
неразрушающего контроля основных материалов, сварных соеди-
нений и наплавок устанавливаются в соответствии с требова-
ниями конструкторской документации. Используемые методы
неразрушающего контроля:
• визуальный и измерительный контроль;
• ультразвуковой контроль;
• радиографический контроль;
• магнитопорошковый контроль;
• капиллярный контроль (методы люминесцентный или цветной).
Контроль качества основных материалов, сварных соединений
и наплавок неразрушающими методами производится в соот-
ветствии с требованиями спецификации материалов и прог-
раммы контроля качества.
Перед началом работы и периодически по установленному
графику приборы и оборудование для неразрушающего контроля
подвергаются проверке на испытательных образцах. В процессе
проверки устанавливается работоспособность аппаратуры в со-
ответствии с паспортными данными, проверяется чувствитель-
ность по эталонным образцам и в соответствии с требованиями
государственных стандартов. Инженерно-технический персонал,
специалисты, непосредственно проводящие контроль, и конт-
ролеры проходят специальную подготовку и последующую
аттестацию, а также периодическую переаттестацию.
На завершающей стадии изготовления корпус и крышка ре-
актора проходят гидравлические испытания, контроль основных
размеров (посадочных, габаритных и др.) и чистоты поверх-
ностей. Проводится контроль калибрами резьбовых отверстий
111
Ml70x6, уплотнительных канавок на поверхности главного
разъема.
Изготовитель перед отправкой Заказчику проводит конт-
рольную сборку корпуса и крышки совместно с ВКУ, что
позволяет обеспечить высокое качество изделия и сократить
продолжительность монтажа на АЭС. При контрольной сборке
выполняется штатное закрепление ВКУ в корпусе, производится
проверка:
• совмещения осей корпуса, крышки и ВКУ;
• размеров заглубления дниша шахты и нижней плиты БЗТ
относительно уплотнительной поверхности корпуса;
• зазоров между фланцем шахты, буртом БЗТ и фланцем кор-
пуса, между шахтой и разделителем потока, между упорами
днища шахты и днищем корпуса;
• компенсационных пластин, закрепленных на БЗТ;
• соосности патрубков СУЗ, опор и отверстий плиты БЗТ.
Результаты контрольной сборки паспортизуются.
На АЭС перед монтажом корпус, крышка, детали узла уплот-
нения и детали закрепления корпуса в бетонной шахте подвер-
гаются проверке технического состояния по программе входного
контроля.
При монтаже корпус устанавливается на опорном кольце
таким образом, чтобы оси реактора в плане совпали с главными
осями реакторного зала, а высотные отметки соответствовали
проектным значениям. При этом наклон уплотнительной по-
верхности корпуса не должен быть более 0,5 мм на базе 4000 мм.
Должны выдерживаться проектные значения зазоров между кор-
пусом и деталями бетонной шахты.
Сварка трубопроводов Ду 850 и Ду 300 с патрубками корпуса
и контроль металла сварных швов производится в соответствии
с указаниями специального технологического процесса на свар-
ку. После завершения монтажа производится очистка и конт-
роль состояния поверхностей, проверка соответствия требова-
ниям документации.
Крышка собирается с чехлами приводов и металлоконструк-
цией в единый узел на шахте ревизии блока верхнего. Корпус и
блок верхний проходят совместно с ВКУ проверку собираемости.
112
Результаты монтажной сборки сопоставляются с результатами
контрольной сборки на заводе.
Техническое обслуживание корпуса и крышки реактора
включает:
• предэксплуатационный контроль металла. Контроль про-
водится до пуска в эксплуатацию для фиксации начального
состояния, с которым впоследствии сопоставляются данные
периодического контроля;
• периодический контроль металла неразрушающими мето-
дами. В соответствии с правилами ПНАЭ Г-008-89 (распрост-
раняются на отечественные АЭС) первое обследование
проводится не позже, чем через 20 000 ч работы, последую-
щие — не позднее, чем через 30 000 ч работы, отсчитываемых
от проведенного предыдущего периодического контроля.
Контроль совмещается по времени с остановкой энергоблока
на полную выгрузку топлива;
• контроль изменения механических свойств и характеристик
сопротивления хрупкому разрушению металла корпуса под
действием нейтронного потока и температуры. Контроль
проводится по образцам-свидетелям, извлекаемым из реак-
тора через заданные промежутки времени;
• техническое освидетельствование, включающее наружный
и внутренний осмотры в доступных местах, гидравлические
испытания, проверку документации и оформление результа-
тов технического освидетельствования;
• проверку профиля канавок уплотнения ГРР;
• проверку горизонтальности уплотнительной поверхности
корпуса.
В соответствии с требованиями правил ПНАЭ Г-008-89 в объем
эксплуатационного контроля входит контроль неразрушающими
методами сварных соединений и основного металла. Особую
важность имеет контроль мест возможной концентрации напря-
жений, радиусных переходов патрубков Ду 850, уплотнительных
поверхностей фланца корпуса и крышки, наплавок на внутрен-
них поверхностях днища и крышки, резьбовых гнезд под
шпильки в корпусе и отверстий под шпильки в крышке, мест
приварки патрубков к крышке, деталей УГР, швов приварки
113
трубопроводов к корпусу. Контроль металла включает следую-
щие методы неразрушающего контроля:
• визуальный контроль поверхностей деталей ГРР, поверхнос-
тей корпуса вокруг резьбовых гнезд Ml70, самих гнезд и аус-
тенитной наплавки на уплотнительной поверхности фланца;
• капиллярный или магнитопорошковый контроль (по резуль-
татам визуального контроля);
• телевизионный контроль внутренних поверхностей корпуса
и крышки;
• ультразвуковой контроль металла корпуса изнутри и снаружи;
• измерительный контроль профиля уплотнительных канавок
и зазоров с выявлением отклонений от проектной геометрии.
В тех местах, где невозможно осуществить контроль корпуса
обычными устройствами по условиям радиационной обстанов-
ки или размещения оборудования, предусмотрены дистанцион-
ные средства контроля.
Для корпусов реакторов В-187, В-302, В-338 и В-320
предусмотрено использование дистанционных средств контроля
снаружи и изнутри. Полный набор дистанционных средств
контроля состояния металла этих корпусов включает:
• устройство (подсистему СК-187) для контроля нижней части
корпуса и днища снаружи;
• устройство (подсистему СК-187) для контроля зоны патруб-
ков снаружи;
• устройство (гамма-дефектоскоп РИД-187/213) для радио-
графического контроля швов приварки трубопроводов к кор-
пусу;
• устройство (защитная кабина ОР-1405) для обнаружения
дефектов и проведения ремонтных работ изнутри корпуса;
• устройство (система СК-27) для контроля корпуса изнутри.
Подсистема контроля корпуса и днища снаружи обеспечивает
дистанционную доставку к наружной поверхности корпуса (от
днища корпуса до уровня нижней отметки опорной фермы) дат-
чиков ультразвукового, телевизионного контроля, механизмов
подготовки поверхности (зачистка от отслоившейся краски,
ржавчины). Подсистема позволяет обнаруживать дефекты,
фиксировать их координаты, регистрировать и сравнивать их
114
с дефектами, обнаруженными при предыдущих ревизиях.
Подсистема контроля может эксплуатироваться в районах с по-
вышенной сейсмической активностью с сохранением физичес-
кой целостности механической части.
Подсистема контроля зоны патрубков обеспечивает дистан-
ционный контроль основного металла патрубков Ду 850, пат-
рубков САОЗ, швов приварки патрубков САОЗ и трубопроводов
Ду 850 к корпусу, а также кольцевых швов корпуса, располо-
женных выше опорного бурта. Подсистема состоит из автоматов
ультразвукового контроля патрубков Ду 850 и патрубков САОЗ,
трактора УЗК сварных швов корпуса (кольцевых швов в зоне
патрубков). Каждый из автоматов и трактор представляют дис-
танционно управляемый механизм с датчиками УЗК, устанав-
ливаемый на кольцевых направляющих. Направляющие для
трактора стационарно установлены на корпусе. Направляющие
для автоматов УЗК патрубков Ду 850 и САОЗ устанавливаются
вручную перед проведением операции контроля.
Конструкция теплоизоляции зоны патрубков позволяет обес-
печивать доступ обслуживающего персонала к зонам контроля.
Для обеспечения акустического контакта датчиков УЗК с ме-
таллом корпуса система СК-187 снабжена устройством, обес-
печивающим подачу контактной жидкости из специальных
емкостей в зазор между датчиками УЗК и контролируемыми
участками.
Гамма-дефектоскоп РИД 187/213 обеспечивает контроль свар-
ных соединений патрубков корпуса реактора с трубопроводами
Ду 850, трубопроводами САОЗ. Гамма-дефектоскоп представ-
ляет металлоконструкцию, устанавливаемую на фланец корпу-
са, с механизмами и средствами управления, обеспечивающими
дистанционную доставку радиационных головок к местам конт-
роля и управление ими. Совместно с рентгенографическими
пленками, устанавливаемыми вручную с наружной стороны
сварных соединений, гамма-дефектоскоп обеспечивает чувстви-
тельность контроля без радиационного фона и с относительным
ухудшением в 1,5 раза в условиях радиационного фона.
Устройство для обнаружения дефектов и проведения ремон-
тных работ (защитная кабина ОР-1405) обеспечивает выполне-
ние комплекса профилактических мероприятий на внутренней
поверхности корпуса реактора. Защитная кабина представляет
115
Рис. 4.22. Размещение уст-
ройства СК-187 в бетонной
шахте реактора В-302
1 — блок электроразводок;
2 — блок верхний; 3 — блок
защитных труб; 4 — под-
система контроля металла
зоны патрубков; 5 — корпус;
6 — шахта внутрикорпусная;
7—активная зона; 8 — выго-
родка; 9 — подсистема конт-
роля металла нижней части
корпуса
116
сварную металлоконструкцию с двойными металлическими
стенками, пространство между которыми заполнено свинцовой
дробью. Кабина имеет смотровые люки и вставки с механизма-
ми. Механизмы защитной кабины обеспечивают возможность
визуального контроля, фотографирования, контроля методом
цветной дефектоскопии, разметки дефектных участков (100%
поверхности корпуса), ремонта поверхности и узлов (фрезеро-
вание, сверление, резку, сварку, зачистку), сбора и отсоса струж-
ки и других предметов, а также теплоносителя из корпуса. Уст-
ройство оснащено также механизмами дистанционной доставки
и фиксации защитной кабины на контролируемом участке.
Защитная кабина имеет систему жизнеобеспечения, освеще-
ния, связи. Управление защитной кабины, механизмов переме-
щения может производиться как из защитной кабины, так и с
выносного пульта. Ремонтные операции выполняются персона-
лом изнутри кабины. Большой объем работ с использованием
защитной кабины ОР-1405 был выполнен на 1-м блоке НВАЭС
при вырезке металла для исследовательских образцов из кор-
пуса реактора В-1, отработавшего свой ресурс.
Для корпусов реакторов В-412, В-428 и В-446 предусмотрено
использование дистанционных средств контроля всей поверх-
ности корпуса изнутри (СК-27). Разрабатываются системы
автоматизированного контроля резьбовых гнезд, перемычек
между гнездами и наплавок на уплотнительных поверхностях
фланца корпуса.
Размещение устройства СК-187 на реакторе В-302 представ-
лено на рис. 4.22. Размещение устройства СК-27 в корпусе
реактора В-428 представлено на рис. 4.23.
Устройство контроля корпуса изнутри (СК-27) представляет
собою штангу, устанавливаемую своими опорами на фланец
корпуса. Штанга оснащена манипуляторами с датчиками конт-
роля. По команде оператора датчик контроля может быть дос-
тавлен в любую точку внутренней поверхности корпуса дистан-
ционно. Устройство контроля корпуса изнутри обеспечивает
возможность визуального контроля, фотографирования, ультра-
звукового контроля (через наплавку).
Контроль изменения механических свойств, сдвига крити-
ческой температуры хрупкости металла корпуса под действием
117
2
Рис. 4.23. Размещение устройства СК-27 в реакторе В-428
1 — система контроля БЗТ и шахты снаружи; 2 — система СК-27
нейтронного потока при температуре работы реактора прово-
дится по образцам-свидетелям, извлекаемым из реактора через
заданные промежутки времени и исследуемым в специальной
металловедческой лаборатории.
Корпус и крышка (блок верхний) в составе первого контура
подвергаются гидравлическим испытаниям и испытаниям на
плотность. В соответствии с требованиями правил ПНАЭ Г-008-89
гидравлические испытания проводятся в сроки:
• после монтажа и регистрации (сосуда давления) до начала
пусконаладочных работ, связанных с повышением парамет-
ров теплоносителя;
• в процессе эксплуатации не реже одного раза в 4 года;
118
• после ремонта, реконструкции с применением сварки, после
землетрясения, равного или превышающего проектное зем-
летрясение, досрочно по требованию надзорных органов.
Параметры гидравлических испытаний
• давление гидравлических испытаний — 24,5 МПа;
• давление осмотра — 19,6 МПа;
• допустимая скорость повышения/понижения давления —
1,0 МПа/мин:
• допустимая скорость изменения температуры при разо-
греве — 20 °С/ч;
• допустимая скорость изменения температуры при расхола-
живании — 30 °С/ч;
• температура гидравлических испытаний (температура стенки
корпуса) — согласно расчету проектных пределов по давле-
нию и температуре.
После достижения давления гидравлических испытаний вели-
чины 24,5 МПа делается выдержка не менее 10 и не более
60 мин. После снижения давления в первом контуре до
19,6 МПа производится осмотр оборудования в течение време-
ни, достаточного для осмотра.
В процессе эксплуатации в периоды между гидравлическими
испытаниями, проводимыми один раз в 4 года, проводятся
испытания на плотность первого контура (после каждого уплот-
нения фланцевых разъемов оборудования первого контура).
Давление испытания на плотность — 17,64 МПа. Допустимая
скорость повышения (понижения) давления, скорость измене-
ния температуры при разогреве (расхолаживании) и температу-
ра испытаний на плотность такие же, как при гидравлических
испытаниях. При давлении испытания на плотность 17,64 МПа
производится осмотр оборудования в течение времени, доста-
точного для осмотра.
В процессе гидроиспытаний температура стенки корпуса
контролируется по показаниям датчиков, установленных на
наружной поверхности корпуса, в зоне патрубков.
Проверка горизонтальности уплотнительной поверхности
корпуса должна производиться при каждом ППР. Отклонение
уплотнительной поверхности корпуса от горизонтальности
119
должно быть не более 2 мм на диаметре 4000 мм. Эта проверка,
а также проверка размеров (профиля) уплотнительных канавок
на фланце корпуса должны производиться после разуплотнения
реактора, демонтажа БВ и БЗТ, вывинчивания шпилек Ml70 из
гнезд и удаления отработавших прокладок.
Уплотнение главного разъема производится с помощью
гайковерта способом силовой вытяжки шпилек Ml70 с последу-
ющим свободным завертыванием гаек Ml70. При вытяжке
шпильки контролируются удлинение шпильки и давление ра-
бочей среды в цилиндре. Вытяжка каждой из 54 шпилек Ml70
при уплотнении должна быть в пределах 2,2+0,1 мм.
Извлечение облученных комплектов ОС из корпуса и транс-
портирование их в транспортный контейнер в пределах реак-
торного отделения производится под водой с помощью специ-
альных устройств.
4.9
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРОЕКТНЫХ ПРЕДЕЛОВ
ПО ДАВЛЕНИЮ И ТЕМПЕРАТУРЕ
Допускаемые значения давления и температуры для корпуса
реактора определяются в соответствии с нормами расчета на
прочность ПНАЭ Г-7-002-86, исходя из условия обеспечения
сопротивления вязкому и хрупкому разрушению.
При температуре, превышающей температуру хрупковязкого
перехода Т* при допускаемом давлении в НУЭ (исключая
режим гидроиспытаний), должны выполняться следующие
условия:
• приведенные общие мембранные напряжения (о)( в элемен-
тах корпуса реактора не должны превышать допускаемые [о],
МПа;
• приведенные напряжения, определяемые по суммам состав-
ляющих общих или местных мембранных и общих изгибных
напряжений (о)2, не должны превышать 1,3 [о], МПа.
120
При температуре ниже температуры хрупковязкого пере-
хода Т* допускаемое давление в нормальных условиях эксплуа-
тации, исключая режим гидроиспытаний, определяется из усло-
вия обеспечения сопротивления хрупкому разрушению:
(4.4)
где К, — коэффициент интенсивности напряжений в вершине
расчетной трещины; [KJ , — допускаемый коэффициент интен-
сивности напряжений для режимов НУЭ, получаемой как
огибающая двух кривых, определяемых по исходной темпе-
ратурной зависимости:
Klc = f(T-TK), (4.5)
где К1с — вязкость разрушения металла; Т — температура в рас-
сматриваемой точке; Тк — критическая температура хрупкости
металла в рассматриваемой точке.
Одну из этих кривых получают делением ординат исходной
кривой К|С на коэффициент запаса прочности пк, другую — сме-
шением исходной кривой К1с вдоль оси абсцисс на величину
ДТ. В соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86 принимается:
• для нормальных условий эксплуатации пк = 2, ДТ = 30 °C,
• для режима гидроиспытаний nK = 1,5, ДТ = 30 °C;
• для аварийных ситуаций nK = 1, ДТ = 0 °C.
Температурные зависимости (4.5) для основного металла
элементов корпуса, крышки и их сварных соединений представ-
лены на рис 4.20 и 4.21.
На рис. 4.24 приведено построение зависимости [Kj], для
основного металла:
• для первой кривой
[К,], = [К,]' =Ьс = 32,6 + 9,06е0 0293(Т~Тк); (4.6)
А к
• для второй кривой
[Kill = [К,]2 = 65,2 +18,12е°’0293(ТТк“дт>. (4.7)
121
Рис 4 24 Построение зависимости [К,], для основного металла
Точка пересечения этих двух кривых имеет абсциссу
(Т-Тк), равную 104,2 °C. Таким образом, при температурах
(Т-Тк) < 104,2 °C используется зависимость (4.6), а при
(Т-Тк) > 104,2°C используется зависимость (4.7).
Для металла шва зависимость [К,], в соответствии с
ПНАЭ Г-7-002-86 имеет вид
[К,], = 17,5 + 26,5 е°-0217(Т-Тк). (4.8)
Допускаемый коэффициент интенсивности напряжений в
режиме гидроиспытаний [KJ2 вычисляется:
• для основного металла при (Т - Тк) < 53 °C по формуле
[К, ]2 = 43,467 + 12,08 е0 0293(ТТк); (4.9)
• для основного металла при (Т-Тк) > 53 °C по формуле
[К,]2 = 65,2 +18,12е°-0293(Т Зо-Тк); (4.10)
• для металла шва по формуле
[К, |2 = 25 + 27 е°-0235(Т’Тк>. (4.11)
122
При определении Kj в качестве расчетной трещины для
режимов НУЭ (включая режим гидроиспытаний) принимается
полуэллиптическая трешина глубиной а = 0,25S, где S — тол-
щина стенки без наплавки, а соотношение полуосей полуэл-
липтической трещины а/с равно 2/3.
При расчете К] учитываются все составляющие напряжений,
включая остаточные напряжения в сварных соединениях.
Температура вязкохрупкого перехода Т* определяется следу-
ющим образом:
• в соответствии с ПНАЭ Г-7-002-86 расчет на сопротивление
хрупкому разрушению проводится только до величины при-
веденной температуры (Т-Тк)*;
• максимальные значения приведенной температуры (Т - Тк)*
на графике [К1]1 = Г(Т-Тк) соответствует значению [К,]*,
определяемому по формуле
[К,]* = O,35RJO2 (S/1OOO)0,5.
(4.12)
При гидравлических испытаниях должны выполняться следую-
щие условия:
• приведенные общие мембранные напряжения (о), в элемен-
тах корпуса не должны превышать величины 1,35 [о]Ть, МПа;
• приведенные напряжения, определяемые по суммам состав-
ляющих общих или местных мембранных и общих изгибных
напряжений, (о)2 не должны превышать 1,7 [o]Th, МПа.
Минимально допустимая температура гидравлических испы-
таний корпуса Th должна быть больше или равна минимально
допустимой температуре [Th], определяемой из условия обеспе-
чения сопротивления хрупкому разрушению:
К,=[К,]2. (4.13)
Температура [Th] определяется как для заводских испытаний,
так и для всего срока эксплуатации с учетом изменения свойств
металла. Глубина расчетной трещины (малая полуось эллипса)
равна 48,125 мм для элементов цилиндрической части, 71,25 мм —
для зоны патрубков и 80 мм — для крышки.
123
Напряжения в крышке определены на модели, изготовлен-
ной из оптически чувствительной пластмассы, для остальных
элементов напряжения определены расчетом. По результатам
экспериментальных исследований распределение остаточных
напряжений по толщине сварного шва принимается оост =
= 60cos(2k X/S).
Значение коэффициента интенсивности напряжений для
трещины глубиной 48,125 мм от остаточных напряжений
К“т = 8,5 МПа л/м.
Зависимость минимально допустимой температуры гидро-
испытаний от срока эксплуатации приведена на рис. 4.25 и в
табл. 4.16.
В первый период эксплуатации (7 лет — 50 000 ч) минималь-
но допустимая температура гидроиспытаний несколько выше,
чем в последующий период эксплуатации (8...36 лет). Это
вызвано тем, что в первый период эксплуатации сдвиг ДТт
основного металла зоны патрубков принимается наибольшим.
Срок эксплуатации, лет
♦ — гидравлические испытания
— испытания на плотность
Рис. 4.25. Минимально допустимая температура гидроиспытаний Th
124
В режимах планового разогрева (расхолаживания) темпера-
тура теплоносителя опускается ниже температуры Т*, поэтому
для этих режимов определено допускаемое давление. Расчет
выполняется для максимальных значений критической тем-
пературы хрупкости для элементов цилиндрической части
Таблица 4.16. Минимально допустимая температура гидравлических
испытаний корпуса В-412 [Th], °C
Элементы корпуса Срок службы, лет
реактора 0 : 4 8 I 12 : 16 | 20 ' 24 I 28 : 32 I 36 I 40
Гидравлические испытания (Р — 24,5 МПа)
Основной металл обечаек зоны патрубков 81 ИЗ 90 92 94 96 98 100 102 104 106
Основной металл крышки 75 107 84 86 88 90 92 94 96 98 100
Основной металл цилиндрических и опорной обечаек 20 59 69 76 82 87 91 95 98 101 104
Металл сварного шва цилиндричес- ких обечаек 41 75 84 90 95 99 103 106 109 112 114
Корпус реактора 81 113 90 92 95 99 103 106 109 112 114
Испытания на плотность (Р = 17,7 МПа)
Основной металл обечаек зоны патрубков 61 93 70 72 74 76 78 80 82 84 86
Основной металл крышки 50 82 59 61 63 65 67 69 71 73 75
Основной металл цилиндрических и опорной обечаек -7 32 42 49 55 60 64 68 71 74 77
Металл сварного шва цилиндричес- ких обечаек 21 55 64 70 75 79 83 86 89 92 94
Корпус реактора 61 93 70 72 75 79 83 86 89 92 94
125
Рис. 4.26. Допускаемое давление [Р] для режима планового расхола-
живания
на конец срока эксплуатации (Тк = 73°С для сварного шва
и 59 °C для основного металла), а для зоны патрубков — через
50 000 ч эксплуатации (Тк = 23,5 °C для основного металла).
Расчет выполняется для следующих условий: скорость пла-
нового разогрева — 20 °С/ч; скорость планового расхолажи-
вания — 30 °С/ч; температура холодного состояния — 60 °C;
давление холодного состояния — 0,1 МПа, глубина расчетной
126
Рис. 4.27. Допускаемое давление [Р] для режима планового разогрева
трещины для элементов цилиндрической части — 48,125 мм;
глубина расчетной трещины для зоны патрубков — 71,25 мм.
На рис. 4.26, 4.27 приведены зависимости допускаемого дав-
ления [Р] для режимов планового разогрева и расхолаживания,
а также изменение внутреннего давления Р и температуры Т
в первом контуре в зависимости от времени т в рассмотренных
режимах.
127
4.10
РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРОЧНОСТИ
КОРПУСА И КРЫШКИ
Расчет на прочность корпуса выполняется в два этапа
• на начальном этапе проектирования проводится выбор ос-
новных размеров корпуса и крышки с учетом прочностных
характеристик применяемых материалов, значений допускае-
мых напряжений, давления гидравлических испытаний, уси-
лия затяга щпилек главного разъема. Определяется толщина
стенок обечаек, днища и крышки, необходимость укрепления
отверстий под патрубки и т.д. На этой стадии закладывается
основа выполнения критериев статической прочности, прове-
ряемых на втором этапе при выполнении поверочных расчетов;
• после разработки чертежей конструкции проводятся повероч-
ные расчеты. На этапе выполнения поверочных расчетов
проводится обоснование статической и циклической проч-
ности, сопротивления хрупкому разрушению, сейсмостой-
кости. Оценка прочности производится по допускаемым
напряжениям, деформациям, нагрузкам, накопленной повреж-
даемости, коэффициентам интенсивности напряжений. Учи-
тываются все действующие нагрузки и рассматриваются все
проектные режимы эксплуатации (НУЭ, ННУЭ, ПА).
В расчетах прочности корпуса и крышки при выборе основных
размеров (на первом этапе) принимаются следующие исходные
данные:
• коэффициент запаса прочности по пределу текучести — 1,5,
по временному сопротивлению — 2,6;
• расчетная температура — 350 °C, расчетное давление —
17,6 МПа, давление гидроиспытаний — 24,5 МПа;
• допускаемое напряжение для стали марки 15Х2НМФА при
расчетной температуре — 207 Н/мм2, при температуре гидро-
испытаний в начале срока эксплуатации — 229 Н/мм2, при
температуре гидроиспытаний на конец срока эксплуатации —
226 Н/мм2.
128
В расчете прочности корпуса и крышки, выполненном на
первом этапе, определены основные размеры:
• цилиндрической части корпуса. Расчетная толщина стенки
равна 187,6 мм (в проекте принята толщина 192,5 мм);
• зоны патрубков (цилиндрической части, патрубков Ду 850,
патрубков Ду 300). Расчетная толщина стенки цилиндрической
части равна 247,3 мм (в проекте принята толщина 285 мм).
Коэффициент снижения прочности (<р = 0,74) определяется
с учетом подкрепляющего участка патрубка Ду 850. Расчет-
ные толщины стенки патрубков меньше принятых в проекте;
• днища. Расчетная толщина днища равна 199,9 мм (в проекте
принята минимальная толщина 225 мм);
• эллиптической части крышки. Расчетная толщина крышки
равна 250 мм (с учетом коэффициента снижения прочности и
проектной прибавки). В проекте крышки с 121 патрубком СУЗ
принята толщина 320 мм. Коэффициент снижения прочности
крышки (ср = 0,5067) определяется как минимальный для лю-
бых пар отверстий, выполненных под установку патрубков;
• патрубка воздушника, патрубка СУЗ и патрубка ВРК;
• фланцев патрубков.
Для проверки циклической прочности используются значения
напряжений суммарно от всех видов нагрузок с учетом возмож-
ной концентрации. При этом для каждого узла конструкции
проверяются все «опасные» точки. Проектные режимы реали-
зуются в определенной последовательности так, что переход из
одного стационарного режима в другой может происходить через
один или несколько нестационарных режимов. Это является
основой для построения диаграммы расчетных режимов, исполь-
зуемой при определении размахов приведенных напряжений,
количества и параметров циклов изменения напряжений, необ-
ходимых для вычислений допускаемого числа каждого из циклов
и накопленной повреждаемости для сравнения с допускаемой
величиной. Исходными данными для этих расчетов являются
изменения давления и температуры теплоносителя и, как след-
ствие, изменения температурных полей в металле при протека-
нии режимов. В расчетах циклической прочности учитывается
количество циклов нагружения за проектный срок службы
129
корпуса. В расчетах выполняется оценка циклической проч-
ности наплавки с учетом разницы коэффициентов линейного
расширения основного металла и металла наплавки.
Для проверки выполнения условий стойкости к хрупкому
разрушению выполняются вычисления параметров механики
разрушения (в основном используется коэффициент интенсив-
ности напряжений), которые затем сравниваются с их допускае-
мыми значениями. Расчеты выполняются с учетом возможного
изменения свойств материалов в процессе эксплуатации для всех
проектных режимов.
В расчете по обоснованию стойкости к хрупкому разруше-
нию рассматриваются те же режимы, что и в расчетах по обос-
нованию статической и циклической прочности, но при этом
режимы ННУЭ и проектные аварии рассматриваются с особыми
граничными условиями, связанными с применением принципа
единичного отказа. В расчете на сопротивление хрупкому
разрушению, выполняемому в соответствии ПНАЭ Г-7-002-86,
рассматривается тепловой удар под давлением.
Вероятностные анализы разрушения преследуют решение
двух основных задач. Во-первых, для доказательства выполне-
ния критерия из ОПБ-88/97 о том, что вероятность разрушения
корпуса реактора не превышает 10’7 1/реактор в год. Выпол-
нение данного критерия позволяет при анализе безопасности
не учитывать в качестве исходного события разрушение корпуса
реактора. Во-вторых, результаты вероятностных анализов раз-
рушения в виде рассчитанных значимых вероятностей течей того
или иного масштаба из оборудования и трубопроводов РУ ис-
пользуются в вероятностном анализе безопасности в качестве
вероятностей возникновения соответствующего исходного
события при проверке выполнения вероятностных критериев по
тяжелому повреждению активной зоны и по предельному ава-
рийному выбросу.
Надежность корпуса реактора на основе структурного анализа
определяется вероятностью разрушения цилиндрической части,
зоны патрубков, главного разъема, крышки и днища. Вероятност-
ный анализ разрушения корпуса состоит из трех основных этапов:
• статистический анализ исходных данных для выполнения
расчетов вероятности разрушения элементов корпуса;
130
• расчеты вероятности разрушения элементов корпуса;
• анализ уровня надежности корпуса.
В качестве исходной информации по механическим свойствам
и химическому составу для выполнения статистического анали-
за принимаются фактические данные завода-изготовителя по
аналогичным элементам корпусов реакторов ВВЭР-1000 или
используются фактические данные по создаваемому корпусу.
В качестве исходных данных по дефектности принимается
обобщенная информация по дефектности для АЭС с ВВЭР-1000.
В результате анализа исходной информации определяются
параметры статистических законов распределения механических
свойств (предела текучести, предела прочности, относительного
удлинения и сужения), химического состава (концентраций фос-
фора, меди, никеля), параметров разрушения (критических коэф-
фициентов интенсивности напряжений и раскрытия трещин), раз-
меров и количества расчетных трещин элементов корпуса реактора.
Расчеты вероятности разрушения основаны на вероятност-
ных моделях докритического и критического роста расчетных
трещин в рассматриваемых элементах корпуса. Вероятности раз-
рушения цилиндрической части, подверженной нейтронному
облучению, определяются по критерию хрупкого разрушения.
Вероятности разрушения зоны патрубков, крышки и днища
определяются по трем критериям разрушения: хрупкому, хруп-
ковязкому и вязкому.
Герметичность главного разъема во многом определяется
сопротивляемостью материала шпилек Ml70 развитию трешин
при различных режимах эксплуатации. Размер течи через глав-
ный разъем определяется количеством поврежденных шпилек.
На заключительном этапе анализа определяется полная
вероятность разрушения корпуса реактора. В соответствии
с наивысшими требованиями специальных норм и правил по-
казано, что вероятность разрушения корпуса реактора не пре-
вышает 10-7 1/реактор в год.
Анализы возможных последствий аварий выполняются за
пределами применимости норм расчета на прочность и каса-
ются проектных и запроектных аварий. В качестве примеров
можно указать на анализ термомеханического поведения корпуса
131
реактора при взаимодействии его с кориумом при плавлении
активной зоны.
Для решения сложных комплексных проблем выполняются
расчетно-экспериментальные исследования, включающие, на-
ряду с разработкой теоретической модели, исследования на
масштабных моделях с последующей проверкой на натурном
макете или непосредственно на АЭС.
При обосновании прочности наряду с эксплуатационными
нагрузками учитываются нагрузки от внешних динамических
воздействий, и в первую очередь от максимального расчетного
землетрясения. Нагрузки на корпус реактора определяются с
использованием единой расчетной модели гцк, включающей
реактор и 4 петли главного циркуляционного трубопровода
с парогенераторами и главными циркуляционными насосами.
Результаты поверочных расчетов показывают, что все крите-
рии обеспечения прочности элементов корпуса и крышки, пре-
дусмотренные ПНАЭ Г-7-002-86, во всех расчетных режимах
эксплуатации выполняются.
4.11
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ
КОРПУСА И КРЫШКИ
Корпус и крышка реактора являются конструктивно сложными
изделиями, которые в процессе эксплуатации подвержены
интенсивным механическим, температурным и другим воздей-
ствиям. С целью изучения характера распределения и величин
напряжений в корпусе и крышке от действия внутреннего
давления и усилия затяга шпилек выполнено исследование на
пластмассовой модели.
Использование на пластмассовой модели поляризационно-
оптического метода позволяет на одной модели исследовать
напряженное состояние корпуса и крышки для нескольких
вариантов выполнения отдельных конструктивных элементов.
132
Погрешность поляризационно-оптических исследований напря-
жений не превышает 10%, а средняя квадратичная погрешность
составляет 3%. Для наибольших напряжений доверительные
границы погрешности метода с вероятностью 0,99 установлены
в пределах ±6%.
В результате исследования на объемной оптической модели
установлено, что при действии внутреннего давления и усилия
затяга шпилек максимальные напряжения в корпусе возникают
в зоне патрубков на внутренней поверхности по контуру от-
верстия входного патрубка. Основной вклад в напряженное
состояние этой зоны вносят внутреннее давление и затяг
шпилек главного разъема.
Поляризационно-оптическим методом изучено напряженное
состояние конструктивных вариантов зоны патрубков, в том
числе варианта исполнения патрубков САОЗ и КИП методом
расточки из тела обечайки корпуса и варианта с приварными
патрубками. В патрубках САОЗ максимальные напряжения
возникают в месте перехода конической части патрубка к ци-
линдрической. Во всех рассмотренных конструктивных вариан-
тах корпуса напряжения ниже соответствующих допускаемых,
что подтверждает правомерность принятых конструктивно-тех-
нологических решений.
В крышке максимальные напряжения возникают в районе
полюса эллипсоида на контуре отверстия, являющегося зоной
концентрации напряжений. Наибольшие осредненные по сече-
нию напряжения в этом районе действуют в перемычках между
центральным и соседними отверстиями.
Крышка корпуса реактора типа В-392 характеризуется увели-
чением коэффициента ослабления перфорацией, что вызвано
возросшим, по сравнению с серийным реактором, числом
приводов СУЗ (до 121). В ходе поляризационно-оптических
исследований на объемной модели крышки установлено, что
в режиме «давление + затяг главного разъема» наибольшие
напряжения действуют в районе полюса и не превышают соот-
ветствующих допускаемых значений.
Проведенные исследования позволили рекомендовать опти-
мальный вариант конфигурации периферийных отверстий
в конструкции крышки.
133
Наибольшие напряжения во фланце крышки действуют в
зонах концентрации на контуре отверстий под шпильки на верх-
ней плоскости фланца.
В рамках обоснования работоспособности главного разъема
выполнен анализ напряженно-деформированного состояния
резьбовых соединений, проведены статические и циклические
испытания макетов, изготовленных из натуральных материалов
по штатной технологии, а также натурных узлов. По результа-
там испытаний построены диаграммы допустимого количества
циклов в зависимости от уровня напряжений в резьбовых
соединениях. Полученные экспериментальные данные по на-
пряженному состоянию использовались при обосновании проч-
ности корпуса и крышки реактора.
В обоснование возможности применения сталей 15Х2НМФА,
15Х2НМФА-А, 15Х2НМФА, класс 1. а также сварочных и на-
плавочных материалов был проведен большой комплекс опыт-
ных и исследовательских работ.
Первоначально предусматривалось изготовление корпуса
и крышки реактора 5-го блока НВАЭС из стали марки
48ТС-3-40, освоенной в реакторах средней мощности (напри-
мер, в ВВЭР-440). В этом случае для обечайки зоны патрубков
корпуса ВВЭР-1000 требовалась толщина не менее 340 мм. Вес
слитка из стали 48ТС для изготовления обечайки зоны патруб-
ков превосходил возможности Ижорского завода, а готовый кор-
пус становился нетранспортабельным по железной дороге. Ясно
было, что для корпуса реактора В-1000 нужно было создать
новую, более прочную, радиационно-стойкую сталь.
К разработке корпусной стали с требуемыми служебными
свойствами были привлечены ЦНИИКМ «Прометей» (разработ-
чик сталей марок ТС-ЗМ и ВК-4), ЦНИИТМАШ и Ижорский
завод (разработчики сталей марок ИЦ-1 и ИЦ-2). Созданная
межведомственная комиссия не пришла к единому мнению
о выборе марки стали из-за разногласий по вопросам радиаци-
онной стойкости, прочности, свариваемости, механическим
свойствам и т. д.
Было принято решение об изготовлении двух комплектов
корпусов реактора ВВЭР-1000 в опытно-штатном исполнении:
один — из стали ТС-ЗМ, второй — из стали ИЦ-2. Корпуса дол-
жны быть выполнены в транспортабельном по железной дороге
134
исполнении. Была принята «Программа проведения исследова-
ний металла опытно-промышленных заготовок из сталей ТС-ЗМ
и ИЦ-2 применительно к корпусу реактора ВВЭР-ЮОО». На
основании проведенных НИОКР было принято совместное
решение (ЦНИИКМ «Прометей», ЦНИИТМАШ и Ижорский
завод) о выборе единой марки стали.
Решением Межведомственного технического совета в октяб-
ре 1973 г. была утверждена единая марка стали для корпуса
и крышки реактора ВВЭР-1000 — сталь марки 15Х2НМ1ФА
(в дальнейшем название марки стали — 15Х2НМФА). Однако
не были решены до конца вопросы сварки, не были получены
окончательные данные по радиационной стойкости, не была
завершена регистрация новых корпусных материалов в Госгор-
технадзоре СССР, хотя приближался утвержденный Советом
Министров СССР срок поставки реактора — 1976 г.
Поэтому изучение свойства корпусных материалов продол-
жалось одновременно с созданием изделий из этих материалов.
В итоге свойства корпусных материалов были подтверждены
аттестационными исследованиями. Эти материалы исследова-
лись как в исходном состоянии, так и в облученном при эксплу-
атационных параметрах. В результате исследований и накопле-
ния опыта изготовления и эксплуатации корпусов ВВЭР-ЮОО
было уточнено значение сдвига критической температуры хруп-
кости вследствие теплового старения, определены характерис-
тики вязкости разрушения в зависимости от режимов термооб-
работки и температуры, кинетика усталостного разрушения
стали и сопротивления усталости, а также влияние величины
флюенса быстрых нейтронов на радиационное охрупчивание
корпусной стали.
В настоящее время корпусная сталь 15Х2НМФА аттестована,
имеет государственную регистрацию и широкое промышленное
освоение. Улучшенные модификации этой стали (для повыше-
ния радиационной стойкости введены более жесткие ограниче-
ния по содержанию никеля и вредных примесей) применены
для изготовления обечаек цилиндрической части корпуса повы-
шенной безопасности, поставляемого на экспорт.
При эксплуатации каждого реактора выполняется программа
инспекции и прогнозирования изменения свойств металла кор-
пуса по ОС с целью подтверждения проектного ресурса корпуса.
135
Блок верхний реактора ВВЭР-1000
5.1
ПРОЕКТНЫЕ ОСНОВЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ БЛОКА ВЕРХНЕГО
Блок верхний (БВ) является составной частью реактора, поэто-
му при разработке его конструкции учитываются требования
соответствующего технического задания на разработку реактора
ВВЭР-1000, а также положения НТД в части создания, про-
ектного обоснования и обеспечения безопасной эксплуатации
оборудования РУ АЭС.
Проект БВ головного реактора В-187 положен в основу всех
последующих модификаций реакторов В-1000 (В-302, В-338,
В-320, В-392, В-412, В-428, В-446). Ниже дается описание кон-
струкции БВ различных модификаций и их сравнение. Изме-
нения внесены в конструкцию БВ при переходе от головного
реактора В-187 к серийным, уже начиная с реактора В-302. Это
связано с применением привода СУЗ другой конструкции, а так-
же с изменением количества ТВС и изменением расстояния
между ними (вместо чехловых кассет применены бесчехловые).
При переходе от модификации В-302 к последующим модифи-
кациям изменялось, в основном, количество датчиков внутри-
реакторного контроля и конструктивное исполнение выводов
датчиков из патрубков крышки.
Блок верхний служит для уплотнения реактора, размещения
приводов СУЗ и выводов датчиков ВРК. БВ входит в состав гра-
ниц давления первого контура РУ. БВ воспринимает давление
теплоносителя и нагрузки от ВКУ и ТВС. К блоку верхнему
присоединен трубопровод воздушника, система воздушного
136
Блок верхний реактора ВВЭР-ЮОО
охлаждения и электрические коммуникации приводов СУЗ, дат-
чиков системы ВРК, сигнализаторы течи.
Блок верхний транспортируется на АЭС отдельными частями
(крышка реактора, приводы СУЗ, детали металлоконструкции)
и там собирается в единый узел.
Время работы БВ на номинальной мощности в течение
года — 7000 ч. БВ эксплуатируется в составе реактора в режи-
мах, предусмотренных техническим заданием на РУ АЭС. Он
выдерживает без разрушения статические и динамические
нагрузки и температурные воздействия, возникающие в узлах
и компонентах БВ при эксплуатации реактора.
Эксплуатация БВ осуществляется в герметичной защитной
оболочке РУ. БВ сохраняет возможность нормального функци-
онирования при землетрясениях интенсивностью, меньшей или
равной ПЗ, и сохраняет возможность безопасной остановки ре-
актора при землетрясении и после землетрясения интенсивнос-
тью вплоть до MP3 и при проектных авариях, а также сохраняет
возможность последующего разуплотнения реактора (табл. 5.1).
Блок верхний допускает регламентные испытания герметичной
Таблица 5.1. Классификационное обозначение и категория
сейсмостойкости блока верхнего
Части блока Класс безопас- ности по ПНАЭ Г-01-011-97 Категория сейсмо- стойкости по ПНАЭ Г-5-006-87
Корпус 1Н I
Блок верхний 1Н 1
Крышка с патрубками 1Н I
Чехлы СУЗ, детали узлов уплотнения патрубков 2Н 1
Металлоконструкция 4 1
Привод СУЗ 2НЗУ I
Электрооборудование привода СУЗ 2НУ 1
Электрооборудование системы ВРК ЗНУ 1
Траверса БВ ЗН 1
137
оболочки воздухом на прочность и плотность, а также испыта-
ние спринклерной системы.
Материалы для изготовления БВ имеют требуемые физико-
механические характеристики, технологичность, свариваемость
и сохраняют несущую способность в условиях эксплуатации
в течение срока службы.
Отдельные составные детали и узлы БВ допускают транспор-
тирование железнодорожным, автомобильным и водным транс-
портом. Наружные поверхности деталей БВ, выполненных из
углеродистой стали, имеют в состоянии поставки лакокрасоч-
ное покрытие, которое обеспечивает защиту поверхностей при
транспортировании, хранении и эксплуатации изделия.
Конструкция БВ позволяет проводить при ППР периоди-
ческое обследование основного металла и сварных соединений
неразрушаюшими методами контроля. Обследование может
проводиться как с наружной стороны, так и внутри крышки,
патрубков и чехлов СУЗ.
Блок верхний изготавливается, проходит гидравлические
испытания и контрольную сборку на заводе-изготовителе. Конт-
рольная сборка включает проверку собираемости с учетом по-
следующей разборки для транспортирования на АЭС. При конт-
рольной сборке БВ проверяется совмещение осей отверстий
металлоконструкции и патрубков на проходимость имитатора
блока электромагнитов.
На периферии эллипсоида крышки приварены 6 бобышек с
резьбовыми гнездами М90 для установки штанг металлоконст-
рукции. На этих штангах устанавливаются направляющие трубы,
к которым прикреплен коллектор воздушный, а также плиты,
предназначенные для дистанционирования чехлов приводов
СУЗ. Верхняя плита используется также как площадка для
обслуживания приводов. На верхних концах штанг закрепляется
траверса для транспортировки БВ.
Каждый привод (кроме БВ реактора В-187) устанавливается
внутри шестигранной трубы, в которой проходит воздух, охлаж-
дающий блок электромагнитов привода СУЗ. Для удержания
патрубков в случае их «отрыва» устанавливаются страхующие
устройства, закрепленные в коллекторе воздушном.
Собранный на монтаже БВ рассматривается в дальнейшем
138
Рис. 5.1. Блок верхний
] — траверса БВ; 2 — привод СУЗ; 3 — плита верхняя; 4 — направляющая
труба; 5—плита нижняя; 6 — штанга; 7 — шестигранная труба; 8 — короб
воздушный; 9 — крышка
139
как отдельная составная часть реактора. В состав БВ входит
следующее оборудование и узлы:
• крышка реактора (с приваренными патрубками);
• металлоконструкция БВ и траверса для транспортировки БВ,
• колено воздушника, сигнализатор течи и детали для уплот-
нения разъемов патрубков БВ;
• приводы СУЗ.
Конструкция БВ в сборе, включающая крышку с патрубками,
приводы СУЗ, металлоконструкцию и траверсу БВ, представлена
на рис. 5.1.
5.2
КРЫШКА РЕАКТОРА
Крышка состоит из усеченного эллипсоида и приварного флан-
ца. На эллипсоиде выполнены отверстия, в которых установ-
лены патрубки СУЗ, патрубки ВРК, патрубок воздушника и пат-
рубок резервный (для последних модификаций). Патрубки
приварены через переходную наплавку к внутренней поверхнос-
ти эллипсоида. Шаг между патрубками кратен шагу между ТВС:
241 мм — в крышке реактора В-187; 236 мм — в крышках реак-
торов всех последующих модификаций.
Внутренняя поверхность крышки, а также торец фланца
имеют антикоррозионную наплавку. На торце фланца крышки
имеется кольцевой выступ, который центрирует крышку в
«горловине» корпуса.
Патрубки СУЗ и патрубки ВРК выполнены в виде втулок
переменного сечения. Внутренняя поверхность патрубков защи-
щена антикоррозионной рубашкой и наплавкой по торцам.
В верхней части патрубка на резьбе установлен фланец. Каждый
патрубок уплотнен двумя прокладками. К патрубку СУЗ и пат-
рубку ВРК (к антикоррозионной наплавке) приварена труб-
ка, которая соединяет полость между прокладками разъема
с одним из шести коллекторов, от которых отведены трубки
140
к сигнализаторам течи (для контроля плотности разъемных
соединений в процессе эксплуатации).
Патрубок воздушника и резервный патрубок выполнены из
нержавеющей стали. Внутри патрубка воздушника имеется
труба, один конец которой входит под крышку в верхнюю часть
эллипсоида.
Через патрубки ВРК выводятся коммуникации от первичных
преобразователей, предназначенных для контроля уровня теп-
лоносителя в реакторе, контроля энерговыделений в ТВС, конт-
роля температуры теплоносителя на входе в ТВС и выходе из
ТВС, а также контроля температуры теплоносителя под крыш-
кой реактора.
Конструкция крышки реактора В-320 представлена на рис. 5.2.
Конструкция крышки реактора В-412 и положение (в плане и по
высоте) патрубков крышки представлены в табл. 5.2 и на
рис. 5.3 и 5.4.
Рис. 5.2. Крышка реактора В-320
1 — фланец крышки; 2 — эллипсоид крышки; 3 — бобышка; 4 — патрубок
141
Рис. 5.3. Крышка реактора В-412
/ — стояк; 2 — патрубок крышки; 3 — бобышка; 4 — эллипсоид крышки;
5 — фланец крышки
Крышка реактора В-187 имеет толщину стенки эллипсоида
без наплавки 280 мм. В эллипсоиде крышки выполнено 109 от-
верстий диаметром 115 мм, расположенных в шахматном по-
рядке с минимальным шагом между отверстиями 241 мм. В эти
отверстия установлены патрубки СУЗ. На периферии крышки
выполнено 12 отверстий диаметром 180 мм под патрубки ТК
(6 шт.) и ЭВ (6 шт.) и одно отверстие диаметром 64 мм под
патрубок воздушника.
Патрубок СУЗ соединен с фланцем на резьбе для возможности
его демонтажа и доступа к наружной поверхности крышки при
выполнении периодического освидетельствования и при необ-
ходимости ремонта. Возможность доступа в пространство между
патрубками была проверена экспериментально.
142
| IV
09
07
J___ое
оь
111
Рис. 5.4. Картограмма размещения патрубков крышки реактора В-412
Таблица 5.2. Положение патрубков крышки реактора В-412
Положение патрубка по вы- соте (размер А на рис. 5.3), мм 2530 2580 2640 2710
Положение патрубка в плане (по картограмме на рис. 5.4) 02-35 14-23 01-28 05-40 12-19 12-39 15-28 01-30 04-19 04-39 05-18 11-40 15-30 Осталь- ные патрубки (126 шт.)
Условное обозначение патрубка (по картограмме на рис. 5.4) • © ф О
143
Патрубок СУЗ устанавливается в отверстие крышки с неболь-
шим натягом и приваривается к крышке с внутренней стороны
через переходную наплавку. Эта конструкция приварки патрубка
используется во всех крышках ВВЭР-ЮОО, так как показала
достаточную технологичность и эксплуатационную надежность.
Все патрубки СУЗ по высоте расположены на одном уровне.
Конструкция патрубка СУЗ крышки реактора В-187 приведена
на рис. 5.5. Узел приварки патрубка СУЗ к крышке показан на
рис. 5.6.
Патрубки ЭВ и ТК приварены с наружной стороны эллип-
соида через переходную наплавку и располагаются на одной
высоте, отличающейся от высоты патрубков СУЗ. Конструкция
патрубка ТК и ЭВ крышки реактора В-187 приведена на рис. 5.7.
Узел приварки патрубка приведен на рис. 5.8.
На фланце крышки располагаются отверстия под крепления
трех ползунов системы центровки, как принято для «сухой»
перегрузки ВКУ, а также закрепляется подкладное кольцо под
установку гайковерта ГРР.
Крышка реактора В-302 имеет толщину стенки эллипсоида
без наплавки 300 мм. В эллипсоиде крышки выполнено 49 от-
верстий диаметром 115 мм, расположенных в шахматном
порядке с минимальным шагом между отверстиями 236 мм. На
периферии крышки выполнено 14 отверстий под патрубки ТК,
10 отверстий под патрубки ЭВ и одно отверстие диаметром
64 мм под установку патрубка воздушника. В центральной части
крышки выполнено 6 отверстий под патрубки ЭВ. Конструкция
патрубка СУЗ и его приварка к крышке аналогичны конструк-
ции крышки реактора В-187. Конструкция патрубков СУЗ, ТК
и ЭВ одинакова. Все патрубки расположены на одной высоте.
Крышка реактора В-338 отличается от крышки реактора В-302
другим количеством патрубков СУЗ — 61 шт.
Крышка реактора 5-320 отличается от крышки реактора В-338
количеством отверстий под крепление ползунов системы цент-
ровки. К крышке крепятся два ползуна системы центровки вмес-
то трех, как в РУ с «сухой» перегрузкой.
Крышки реакторов В-412, В-428 и В-446 имеют толщину стен-
ки эллипсоида без наплавки 320 мм. Крышки этих реакторов
отличаются от крышки серийного реактора В-320 большим
144
0230
Рис. 5.5. Патрубок СУЗ
1 — крышка; 2 — патрубок; 3 — рубашка; 4 — фланец
145
1
Рис. 5.6. Узел приварки пат-
рубка СУЗ
1 — крышка; 2 — наплавка;
3 — сварной шов; 4 — рубашка
числом патрубков СУЗ — 121 шт. Для простоты обслуживания
все 18 патрубков ВРК вынесены на периферию. Конструкция
всех патрубков одинакова и не отличается от конструкции пат-
рубков серийной крышки, за исключением патрубков ВРК, име-
ющих различную высоту, что связано с необходимостью унифи-
кации длин датчиков ВРК.
Кроме патрубка воздушника, на крышке есть резервный
патрубок, аналогичный по конструкции серийному патрубку.
В этих крышках аннулировано отдельное подкладное кольцо на
фланце крышки, а толщина кольца компенсирована путем уве-
личения высоты фланца крышки.
Для обоснования прочности крышек были проведены расчеты:
• анализ статической и циклической прочности;
• определение температурных полей;
• расчет напряженно-деформированного состояния.
Для подтверждения работоспособности крышки проводился ряд
экспериментальных работ. Были проведены эксперименты на
оптических моделях; определялись эпюры распределения напря-
жений и температуры. Масштаб моделей — 1:20, материал —
эпоксидная смола. Были смоделированы фланец крышки с от-
верстиями под шпильки и эллипсоид с отверстиями под патруб-
ки. Модель нагружалась избыточным наружным давлением, рав-
ным 0,02 МПа.
146
Рис. 5.7. Патрубок ТК и ЭВ
7 — крышка; 2 — сварной шов; 3 — патрубок; 4 — рубашка защитная
Рис. 5.8. Узел приварки патрубка ТК и ЭВ
7 — крышка; 2 — наплавка; 3 — сварной шов;
4 — патрубок; 5 — рубашка
147
Для проверки прочности крышки и главного разъема реактора
на Ижорском заводе были изготовлены стенд и эксперименталь-
ная крышка (в натуральную величину). Крышка устанавлива-
лась и уплотнялась на сосуде высокого давления с натуральными
диаметральными размерами. Этот стенд позволил провести
испытания крышки и уплотнения ГРР в режимах гидравличес-
ких испытаний, разогрева и расхолаживания РУ.
5.3
МЕТАЛЛОКОНСТРУКЦИЯ БЛОКА ВЕРХНЕГО
Металлоконструкция блока верхнего предназначена для транс-
портировки БВ, создания контура охлаждения приводов СУЗ,
обслуживания приводов СУЗ и разъемов ВРК, крепления элект-
рических кабелей и воздуховодов. Транспортируется БВ при
помощи полярного крана как одно целое на этапах перегрузки
топлива, ревизии или ремонта реактора.
Металлоконструкция ВБ состоит из 6 штанг, установленных
в бобышки на наружной поверхности крышки, каркаса и тра-
версы для транспортировки ВБ. Одновременно траверса может
служить зашитой от «летяших предметов» при аварийных ситу-
ациях, например при гипотетическом отрыве чехла СУЗ от пат-
рубка. Кроме этого, траверса является биологической защитой.
Траверса имеет серьгу, которая может быть соединена с вил-
кой полярного крана, плиту и обечайку с ребрами жесткости.
Основной материал траверсы — углеродистая сталь.
Каркас включает в себя:
• направляющие трубы;
• воздушный коллектор;
• плиту верхнюю;
• плиту нижнюю;
• трубы шестигранные (или периферийный кожух на БВ реак-
тора В-187);
• страхующие устройства.
148
Каркас закреплен на штангах с возможностью свободного
температурного расширения. На штангах закрепляется также и
траверса БВ. После установки траверсы на концы штанг на-
вертываются гайки, с помощью которых производится также
регулировка горизонтальности нижнего торца крышки перед
транспортированием БВ на реактор. На штанги установлены
направляющие трубы, воздушный коллектор и плиты. Воздуш-
ный коллектор, включающий цилиндрический коллектор и шес-
тигранные трубы, образуют тракт циркуляции охлаждающего
воздуха.
Плиты верхняя и нижняя служат для дистанционирования
приводов и удержания их при сейсмическом воздействии. Верх-
няя плита БВ является также площадкой обслуживания при-
водов. В шахту ревизии БВ устанавливается дополнительная
площадка для повышения удобства обслуживания БВ.
Страхующие устройства предназначены для удержания эле-
ментов разъемов патрубков в случае аварийного разрушения чех-
ла СУЗ, патрубка крышки или шпилек. Эти устройства должны
ограничивать количество вытекающего теплоносителя в случае
такой аварийной ситуации (без страхующего устройства макси-
мальное сечение «разрыва» эквивалентно Ду 58).
Труба воздушника соединяет патрубок воздушника реактора
с линией удаления воздуха (газа) из реактора. Сигнализаторы
контроля течи устанавливаются на верху воздушного коллек-
тора и служат для сигнализации о появлении течи в разъемах
патрубков БВ.
Реакторы, предназначенные для работы в районе с повышен-
ной сейсмичностью, имеют дополнительное закрепление верх-
ней части БВ.
Конструкция каркаса, начиная с первых серийных реакторов
(В-302, В-338) и кончая последними реакторами, почти не из-
менилась. Это связано с тем, что во всех серийных реакторах
применен привод СУЗ типа ШЭМ.
БВ реактора В-187 отличается от «серийного» большей высо-
той, наличием единой выгородки (кожуха), охватывающей все
приводы по наружному периметру, а также наличием раскреп-
ляющих элементов (раскосов, балок). Большая высота БВ обус-
ловлена тем, что привод ЛШП длиннее привода ШЭМ.
149
5.4
УПЛОТНИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА
РАЗЪЕМНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
Уплотнительные устройства разъемных соединений БВ отно-
сятся к числу ответственных элементов БВ, так как их состоя-
ние во многом определяет безаварийность работы реактора и
продолжительность стадии ППР.
В практике эксплуатации АЭС (Балаковская АЭС, Ровенская
АЭС и др.) имели место коррозионные разрушения патрубков и
крепежных шпилек в тех фланцевых соединениях (патрубок
крышки — чехол приводов СУЗ), в которых система контроля
протечек была не задействована, а в качестве наружной (дубли-
рующей) прокладки разъема использовалась асбестовая набивка.
Асбестовая набивка не держит высокое избыточное давление
первого контура, поэтому, когда никелевая (основная) проклад-
ка дает течь, вытекающий теплоноситель (содержащий раствор
борной кислоты) быстро разрушает металл фланцевых соедине-
ний. Из-за таких дефектов на действующих блоках были замене-
ны по технологии заводов-изготовителей примерно 30 патрубков
крышки. Для исключения подобных дефектов, из пространства
между прокладками должен быть организован вывод импульс-
ной трубки системы сигнализации течи, а прокладка дублирую-
щая, как и основная, должна выдерживать давление первого
контура, чтобы обязательно срабатывал сигнализатор течи при
появлении теплоносителя в пространстве между прокладками.
После применения основных и дублирующих прокладок из рас-
ширенного графита течи на блоке верхнем практически прекра-
тились.
На первых блоках с ВВЭР-1000 имели место нарушения гер-
метичности «сухих» каналов, в которых размещены датчики
температурного контроля (термопары). Так как в местах раз-
вальцовки (с последующей заваркой) концов этих «сухих» кана-
лов в трубных досках были очень маленькие перемычки, то при
разогреве раскрывались микроскопические трещины и теплоно-
ситель, содержащий раствор борной кислоты, проникал в канал.
150
После многократного испарения теплоносителя в таком «неплот-
ном» канале образовывался твердый осадок, который влиял на
точность показаний ТП: наконечники ТП в посадочных гнездах
чехлов заклинивали, а сами ТП обрывались при их извлечении
(оболочка ТП — это тонкостенная трубка диаметром 4 мм).
Ремонтный персонал прикладывал большие усилия для из-
влечения ТП, в результате этого возникали дефекты в сварном
шве. Ремонт таких швов оказался очень сложной, трудоемкой
операцией и не всегда давал положительный результат, поэтому
часть точек контроля температуры теплоносителя в реакторах
с такой конструкцией выводов ТП пришлось «потерять».
Основная причина невозможности восстановления некоторых
«сухих» каналов заключалась в том, что ремонтная приварка
концов трубок к трубной доске при малых перемычках между
соседними трубками приводила к появлению новых дефектов
(или проявлению скрытых дефектов) в заделках соседних трубок.
В ОКБ «Гидропресс» разработали технологию извлечения
оторвавшихся и застрявших ТП, которую применяли на блоках
НВАЭС, ЮУАЭС, Ровенской АЭС, Калининской АЭС, Хмель-
ницкой АЭС, АЭС «Козлодуй». Силами специалистов ОКБ
«Гидропресс» были проведены ремонты трубных досок стоек ТК
на АЭС «Козлодуй», Хмельницкой АЭС и Балаковской АЭС,
восстановлены полностью или частично ТК в этих реакторах.
Конструктивные недостатки были учтены в последующих раз-
работках.
Еще один пример из опыта эксплуатации блока верхнего. На
одном из реакторов во время расхолаживания под крышкой об-
разовался объем, заполненный выделяющейся из теплоносителя
газообразной смесью, содержащей водород с взрывоопасной
концентрацией. Произошел взрыв, разрушивший плотные чех-
лы, в которых установлены датчики КНИ. Чехлы были восста-
новлены по технологии завода-изготовителя. Для исключения в
дальнейшем подобных нарушений было принято решение о сни-
жении концентрации водорода в объеме под крышкой реактора
путем подачи азота под крышку. Для разбавления водорода на
действующих блоках под крышку подают азот через воздушник
с последующим удалением смеси азота и водорода через этот же
воздушник (как вынужденная мера, поскольку все другие
151
патрубки заняты). На действующих реакторах внедряются и дру-
гие методы подачи азота под крышку, например через патрубки
ТК. Для новых модификаций реакторов предусмотрен резерв-
ный патрубок на крышке, через который может подаваться азот,
а через воздушник на крышке смесь азота с водородом может
выводиться из реактора.
При выборе материала прокладок для уплотнения разъемных
соединений БВ и конструкции самих разъемных соединений
исходили из положения, что применяемые материалы должны
обладать следующими основными свойствами:
• высокая пластичность и высокая упругость;
• термостойкость и устойчивость к агрессивным средам;
• стойкость к радиационному излучению, старению и релак-
сации;
• отсутствие адгезии и коррозионного влияния на детали узлов
уплотнений;
• экологическая чистота.
Совокупностью данных свойств, из известных на момент разра-
боток первых реакторов ВВЭР-1000 материалов, обладал ото-
жженный никель. Это определило выбор основного материала
прокладок для узлов уплотнений разъемных соединений реак-
тора. На первых реакторах ВВЭР-1000 (первые годы эксплуата-
ции) для уплотнения всех патрубков верхних блоков применя-
лись никелевые прокладки.
Многолетний опыт эксплуатации разъемных соединений
реакторов показал, что прокладки из никеля обладают рядом
недостатков:
• при деформировании никель значительно упрочняется (накле-
пывается), поэтому прочность прокладки может оказаться
соизмеримой с прочностью металла уплотнительных поверх-
ностей, что приводит к формоизменению уплотнительных
поверхностей фланцев при значительном количестве циклов
уплотнения за срок службы разъемного соединения. Дефор-
мирование уплотнительных поверхностей деталей, выпол-
ненных из аустенитных сталей, увеличивает проявление
межкристаллитной коррозии на этих поверхностях. На уп-
лотнительных поверхностях могут возникать микротрешины,
152
разрастающиеся со временем и нарушающие герметичность
узла уплотнения. В некоторых узлах уплотнений с никеле-
выми прокладками при значительных контактных нагрузках
отмечено появление микротрещин на уплотнительных поверх-
ностях фланцев (например, в уплотнительных канавках ГРР);
• использование металлических прокладок предъявляет повы-
шенное требование к качеству уплотнительных поверхнос-
тей. При увеличении шероховатости уплотнительных поверх-
ностей требуется повышенная нагрузка сжатия прокладки,
что, в свою очередь, приводит к их деформированию и по-
вреждению. При существенном деформировании уплотни-
тельных поверхностей возникает необходимость проведения
ремонтно-восстановительных работ;
• значительные нагрузки сжатия требуют выполнения сбороч-
ных работ с контролем вытяжки шпилек, а также создают
дополнительные проблемы при демонтаже прокладки.
Альтернативным материалом для изготовления уплотнительных
прокладок фланцевых разъемов небольшого диаметра является
терморасширенный графит (ТРГ). Прокладки, изготовленные из
ТРГ, должны располагаться в затворах типа «замок», «шип—паз»
и после сжатия должны находиться в замкнутом объеме. С це-
лью предотвращения размывания графита теплоносителем зазо-
ры в затворах должны быть минимальными или прокладка из
ТРГ должна быть оснащена специальными запирающими коль-
цами или обтюраторами.
Основными преимуществами прокладок из ТРГ по сравне-
нию с металлическими прокладками являются высокая плас-
тичность и упругость в большом диапазоне нагрузок сжатия,
которые позволяют:
• максимально заполнить материалом прокладки микроскопи-
ческие неровности уплотнительных поверхностей фланцев.
Прокладки из ТРГ в неподвижных соединениях практически
не чувствительны к качеству уплотнительных поверхностей;
• допускают достаточно большие перемещения уплотняемых
поверхностей относительно друг друга. Прокладки из ТРГ
могут использоваться в уплотнениях, работающих при боль-
ших давлениях теплоносителя, при этом узел уплотнения
153
имеет сниженный уровень напряженно-деформированного
состояния за счет снижения усилия затяга. Это обеспечивает
сохранность исходного состояния уплотнительных поверх-
ностей фланцев.
Прокладки из ТРГ можно использовать до температуры 450 °C
в окислительных средах. Они устойчивы к агрессивным средам
и радиационному излучению, не оказывают коррозионного
и адгезионного влияния на детали узлов уплотнений, стойки к
релаксации и старению, а также экологически чисты.
Начиная с середины 1990-х годов, прокладки из ТРГ внедря-
ются в узлах уплотнений РУ ВВЭР. Это производится путем
простой замены металлических прокладок или изменения конст-
рукции самих узлов уплотнений. Внедрение прокладок из расши-
ренного графита на действующих блоках АЭС идет с участием ОКБ
«Гидропресс», где они были разработаны и испытаны на стендах.
В реакторе В-187 через каждый из шести патрубков ЭВ выве-
дена стойка, объединяющая 6 КНИ, уплотняемых с помощью
сальников из ТРГ. Проходка датчика КНИ уплотнялась относи-
тельно заглушки клиновидной никелевой прокладкой и имела
те же недостатки, что и уплотнительное устройство датчика ТК
в реакторе В-187. При квалифицированной сборке замечаний
по уплотнительному устройству датчика КНИ не было. Конст-
рукция уплотнения патрубка ЭВ показана на рис. 5.9.
Через каждый из шести патрубков ТК выведена стойка, объ-
единяющая 26 термоэлектрических преобразователя, размещен-
ных в герметичных чехлах. Уплотнительное устройство проходок
датчиков ТК для РУ В-187 схоже по конструкции с уплотни-
тельным устройством для РУ ВВЭР-440 и отличается, в основ-
ном, по геометрическим размерам и используемым материалам.
Верхняя часть чехлов датчиков ТК развальцована и обварена в
заглушке как в трубной доске. Имеется страховочное сальни-
ковое уплотнение на каждом датчике и общее страховочное
уплотнение по фланцу заглушки на никелевой прокладке.
Уплотнительное устройство «фланец—заглушка» является само-
уплотняющимся. Случаев протечек по этому устройству не было,
однако уплотнительное устройство требует очень качественной
сборки (без перекоса нижнего фланца относительно заглушки
154
Рис. 5.9. Уплотнение патрубка ЭВ реактора В-187
/ — фланец; 2 — шпилька; 3 — фланец; 4 — втулка; 5 — шайба; 6 — гайка;
7—фланец; 8— кольцо; 9— втулка; 10— гайка; // — винт; /2 — прокладка
155
и фланца патрубка). За период эксплуатации были протечки по
уплотнительному устройству датчиков ТК, в отдельных случаях
приводящие к повреждению шпилек с последующей их заменой
новыми. Конструкция уплотнения патрубка ТК показана на
рис. 5.10.
В реакторах В-302, В-338, В-320 все 16 патрубков ЭВ уплот-
нены фланцами, через которые выведены по четыре КИИ. Каж-
дый КИИ уплотнен индивидуально относительно фланца плос-
кой никелевой прокладкой, затягиваемой гайкой. Несмотря на
то, что это уплотнительное устройство является самоуплотня-
ющимся, были случаи течи, приводившие к коррозионному
износу крепежа и фланцев (например, такой случай зафиксиро-
ван на 1-м блоке ЮУАЭС). Протечки прекратились после заме-
ны никелевых прокладок на прокладки из ТРГ. Конструкция
уплотнения патрубка ЭВ показана на рис. 5.11.
В реакторах В-302, В-338, В-320 в каждом из 14 патрубков
ТК выведена стойка с каналами для размещения термоэлект-
рических преобразователей. Уплотнение стойки относительно
фланца патрубка производится с помощью двух прокладок (внут-
ренняя — никелевая, наружная — асбестографитовая), что позво-
ляет контролировать появление течи через никелевую прокладку.
Так как асбестографитовая прокладка явилась ненадежным
уплотняющим элементом, ненадежным оказался и контроль гер-
метичности разъема. Были случаи неконтролируемой течи, при-
водящие к коррозионному износу шпилек и фланца патрубка,
о чем было сказано выше.
После замены никелевой и асбестографитовой прокладок
на прокладки из ТРГ случаев протечек в проходках датчиков ТК
не было, а контроль герметичности стал более надежным. Уп-
лотнение чехлов датчиков ТК относительно трубной решетки
(стойки) выполнено так же, как в реакторе В-187. Конструкция
уплотнения патрубка ТК показана на рис. 5.12.
В реакторах В-412, В-428, В-446 каждый из 18 патрубков ВРК
уплотнен фланцем, через который выведены три КН ИТ (ТК и
ЭВ совмещены в одном канале КНИТ). Конструкция уплот-
нения изначально выполнена с использованием двух прокладок
из ТРГ по каждому разъему, что обеспечивает контроль гер-
метичности по фланцу патрубка. Данная конструкция прошла
156
Рис. 5.10. Уплотнение патрубка ТК
реактора В-187
7 — фланец; 2 — шпилька; 3 — фла-
нец; 4 — втулка; 5 — шайба;
6 — гайка; 7 — фланец; 8 — кольцо;
9 — втулка; 10— винт; 77 — про-
кладка
157
A
0116 H 11/d 11
0107 H8/e8
Рис. 5.11. Уплотнение пат-
рубка ЭВ реакторов В-302,
В-338 и В-320
7 — патрубок; 2 — фланец;
3 — шпилька; 4 — фланец;
5— чехол КН И: 6—гайка;
7 — сухарь; 8 — гайка;
9, 11 — прокладка; 10 — труба
158
Рис. 5.12. Уплотнение пат-
рубка ТК реакторов В-302,
В-338 и В-320
7 — патрубок; 2 — фланец;
3 — шпилька; 4 — фланец;
5 — стойка ТК; 6 — гайка;
7 — фланец; 8 — кольцо
разрезное; 9 — кольцо;
10 — винт; 77 — винт;
72, 14, 15 — прокладка;
13 — труба
159
085
036
030 H9/d9
071 H9/d9
24
0116 Hll/dll
Рис. 5.13 Уплотнение пат-
рубка ВРК реакторов
В-412, В-428 и В-446
/ — патрубок; 2 — фланец;
3 — шпилька; 4 — фланец;
5 — гайка, 6 — гайка; 7 — че-
хол КН ИТ 8 — труба;
9 — прокладка; 10— втулка;
// — прокладка; /2— втулка
0101 Hll/dll
0107 Н9/е9
0230
12
11
10
9
8
7
160
стендовые испытания, замечаний по результатам испытаний
не было. Конструкция уплотнения патрубков ВРК показана на
рис. 5.13.
Конструкция уплотнения патрубка СУЗ практически не из-
менялась, начиная с 5-го блока НВАЭС. Этому уплотнительному
устройству были присущи те же недостатки, что и другим
уплотнительным устройствам с никелевыми прокладками. В на-
стоящее время для уплотнения применяются две прокладки из
ТРГ различной податливости. С переходом на прокладки из ТРГ
вопрос герметичности и прочности был решен положительно,
течи не наблюдались. На рис. 5.14 представлен патрубок СУЗ,
на который установлен чехол СУЗ. На рис. 5.15 представлен
патрубок СУЗ, уплотненный заглушкой в случае, когда в этот
патрубок не установлен привод.
Температура верхнего уплотнительного устройства привода
СУЗ (привод ШЭМ) около 300 °C, конструкция уплотнительного
устройства сложная и напряженная. При создании такой конст-
рукции учтена необходимость получения максимального внут-
реннего диаметра при сохранении минимального наружного
диаметра чехла СУЗ. Прокладка имеет форму усеченного конуса
с постоянной толщиной в поперечном сечении. Прокладка
заводится внутрь чехла после предварительного сжатия по одной
оси на величину более 2 мм и распрямляется при насаживании
на конусную уплотняющую поверхность заглушки, предвари-
тельно установленную внутрь чехла. Окончательное распрямле-
ние прокладки и герметизация производятся за счет затяжки
винтов. При этом создается большая распорная сила от про-
кладки на фланец чехла, поэтому он укреплен бандажом, оде-
ваемым на чехол перед сборкой уплотнительного устройства.
При квалифицированной сборке протечек через уплотнитель-
ное устройство нет, однако имеются определенные затруднения
со снятием бандажа при разборке. На рис. 5.16 и 5.17 представ-
лены верхние уплотнительные устройства привода СУЗ (уплот-
нение указателя положения ДПЛ и ДПШ).
Уплотнительное устройство разъема линии воздушника реак-
тора имеет небольшие размеры, но конструкция разъема под-
вергается воздействию больших изгибающих моментов со сторо-
ны труб в переходных режимах работы реактора. Данное об-
стоятельство приводило к течи через уплотнительное устройство,
161
0185
Рис. 5.14. Уплотнение пат-
рубка СУЗ
/ — шпилька; 2 — гайка;
3 — фланец чехла; 4 — фла-
нец патрубка; 5 — патрубок;
6, 7 — прокладка
162
7
Рис. 5.15. Уплотнение
патрубка СУЗ заглуш-
кой
/ — патрубок; 2 — фланец;
3 — шпилька; 4 — заглуш-
ка; 5 — гайка; 6 — короб
воздушный; 7 — страхую-
щее устройство
163
Рис. 5.16. Уплотнение дат-
чика ДПЛ привода ШЭМ
/ — гайка; 2 — фланец дат-
чика положения; 3, 15 —
прокладка; 4 — шпилька;
5, 9 — фланец накидной;
6, 8, 13 — кольцо разрезное;
7 — болт; 10 — заглушка;
11 — кольцо опорное;
12 — бандаж; 14 — чехол
164
058 H9/h9
053 H8/h8
Рис. 5.17. Уплотнение датчика
ДПШ привода ШЭМ-3
/ — гайка; 2 — шайба; 3 — фланец
датчика ДПШ; 4, /2 — прокладка;
5 — шпилька; 6 — фланец накид-
ной; 7— кольцо разрезное; 8— болт;
9 — заглушка; 10 — втулка байо-
нетная; 11 — кольцо опорное;
12 — прокладка; 13 — чехол
0107 118/19
0101 Hll/dll
V
165
Рис. 5.18. Уплотнение патрубка воздушника
1 — гайка; 2 — шетка; 3 — фланец; 4 — прокладка; 5 — патрубок
166
особенно в период расхолаживания реактора. После замены
никелевой прокладки на прокладку из ТРГ случаев течи не было.
На рис. 5.18 представлено уплотнение патрубка воздушника.
Расчет на прочность элементов уплотнительных устройств
выполняется по утвержденным и верифицированным методи-
кам. Герметичность уплотнительных устройств зависит от мно-
гих трудно учитываемых в расчете факторов, например от каче-
ства изготовления конструкции и от условий работы. Поэтому
проектируемые уплотнительные устройства испытывались на
полномасштабных моделях в условиях, максимально приближен-
ных к штатным условиям. Это позволило провести доработку
конструкции до начала ее внедрения на объекте. При стендовых
испытаниях, а в последующем по результатам эксплуатации,
вносилась необходимая корректировка в конструкцию уплот-
нительных устройств. Течи, которые имели место в некоторых
случаях с никелевыми прокладками, исчезли после ужесточения
требований по соблюдению регламента изготовления и затяжки
крепежа при сборке, а также после замены никелевых прокла-
док на прокладки из ТРГ.
Для обоснования проекта БВ проведены следующие расчеты:
• определение динамических нагрузок и температурных полей;
• расчет напряженно-деформированного состояния;
• анализ статической прочности и анализ циклической прочности.
Расчеты прочности и расчеты температурных полей проведены
для следующих узлов БВ:
• уплотнение патрубка ВРК и чехла КН И;
• уплотнение патрубка воздушника и резервного патрубка;
• уплотнение патрубка СУЗ;
• узлы металлоконструкции Б В (включая траверсу).
В теплогидравлическом расчете БВ определены:
• температура воздуха на выходе из БВ и температура электри-
ческих разъемов;
• тепловые потери с ВБ и теплоизоляции ВБ;
• расход воздуха на один привод СУЗ и потери давления на
воздушном тракте в пределах бетонной шахты.
Узлы уплотнения БВ (патрубка и чехла ВРК, патрубка воздуш-
ника, сигнализатора протечек, патрубка СУЗ) прошли экспери-
ментальную проверку.
167
5.5
ПРИВОД СУЗ
Привод СУЗ входит в состав блока верхнего и предназначен для
перемещения, фиксации в крайних и промежуточных положе-
ниях органов регулирования (ПС СУЗ) и выдачи информации
о положении органов регулирования в активной зоне.
Привод вместе с ПС СУЗ является исполнительным меха-
низмом системы управления и зашиты, осуществляющей пуск
и останов реактора, регулирование мощности, компенсацию
избыточной реактивности.
Техническим заданием на проектирование головного реак-
тора В-1000 был определен тип привода СУЗ — электромаг-
нитный плунжерный. При разработке проекта реактора было
рассмотрено несколько вариантов приводов, разработанных
различными организациями, а именно:
• плунжерный привод — разработчик ВНИИЭМ;
• линейный шаговый привод (ШЛД) — разработчик Ижорский
завод;
• линейный электромагнитный привод (ШЭМ) — разработчик
ОКБ «Гидропресс».
В январе 1975 г. на заседании секции Научно-технического
совета Министерства среднего машиностроения было принято
решение о дальнейшей разработке привода ШЛД (в дальнейшем
ЛШП) Ижорского завода с условием его доработки. Решающим
аргументом в пользу этого варианта явилось гарантийное обяза-
тельство Ижорского завода, у которого имелась производст-
венная база для изготовления и некоторый опыт по разработке
приводов подобного типа.
В феврале 1976 г. на заседании секции Научно-технического
совета Министерства среднего машиностроения состоялось рас-
смотрение проекта привода ЛШП. Выяснилось, что доработка
привода ЛШП не закончена, однако (с учетом большого задела
по изготовлению комплекта приводов ЛШП на Ижорском
заводе) было принято решение об изготовлении приводов ЛШП
и поставке их на 5-й блок НВАЭС. Доработка приводов ЛШП
168
продолжалась в период проведения ПНР и в начальный период
эксплуатации энергоблока. После доработки конструкции при-
вода ЛШП его проектный срок службы доведен до приемлемого
значения.
В реакторе 5-го блока НВАЭС установлено 109 приводов ЛШП.
Привод ЛШП осуществляет линейное перемещение якоря,
сцепленного через штангу с ПС СУЗ, силами электромагнитно-
го поля. Конструкция привода ЛШП представлена на рис. 5.19.
Основными узлами привода ЛШП являются:
• корпус статорный;
• якорь;
• съемный статор;
• байонетный захват;
• датчик указателя положения и отсчета шагов;
• гидростопор.
Корпус статорный представляет собой плотнопрочный чехол
с магнитными и немагнитными вставками, снаружи которого
размешается неподвижный статор, а внутри корпуса — осталь-
ные узлы привода. Корпус датчика указателя положения явля-
ется уплотнительной заглушкой корпуса статорного. Нижняя
часть корпуса статорного выполнена с фланцем для установки
его на патрубок крышки.
Статор, магнитная часть корпуса статорного, якорь и внут-
ренний сердечник составляют четырехфазный линейный шаго-
вый двигатель. Каждая фаза содержит четыре катушки.
Якорь представляет собой трубу из магнитной стали (штангу).
Он имеет 4 ряда поперечных зубцов и пазов, расположенных
под углом 90° и выполненных с постоянным шагом. В нижней
части якоря на шариковой защелке подвешен байонетный захват
для соединения якоря (штанги) с ПС СУЗ.
Возбуждение катушек статора производится однополярными
импульсами напряжения в определенной последовательности,
при этом в полюсных магнитопроводах создаются магнитные
потоки одинакового направления. Такая схема позволяет создать
4 замкнутых симметричных потока, которые удерживают якорь
в соосном положении и создают тяговое усилие при смешении
зубцов якоря относительно зубцов статора.
169
Рис. 5.19. Привод ЛШП
1 — датчик указателя положения;
2 — корпус статорный; 3 — якорь;
4 — статор съемный; 5 — сердечник;
6 — гидростопор; 7 — подшипник;
8 — захват
Коммутация фаз в режиме движения осушествляется попарно
в определенной последовательности, а реверс — коммутацией
фаз в обратной последовательности. В режиме стоянки под
током захватывается любая пара фаз принятой последователь-
ности. При обесточивании ЛШП происходит сброс якоря, сцеп-
ленного с ПС СУЗ.
Регулирование скорости перемещения осуществляется изме-
нением частоты подачи форсирующих импульсов. Направление
(центровка в корпусе) якоря при перемещении производится
кольцевыми подшипниками скольжения из углеграфитового
материала, при этом корпус датчика указателя положения явля-
ется неподвижной направляющей для подшипников скольже-
ния, установленных в верхней части якоря.
Демпфирование удара подвижных частей при сбросе якоря
по сигналу АЗ производится пружинным демпфером.
Датчик указателя положения совместно с магнитным шун-
том, установленным в верхней части якоря, обеспечивает инди-
кацию в промежуточных (через 350 мм) и конечных (НКВ
и ВКВ) положениях якоря.
Датчик связан с сердечником, на котором расположен гидро-
стопор, предназначенный для предотвращения всплытия якоря
при разрыве корпуса статорного в сечении выше отметки гид-
ростопора. Удержание от всплытия якоря при разуплотнении
ниже гидростопора обеспечивается специальной рубашкой,
исключающей истечение воды из патрубка.
Охлаждение привода — воздушное. Охлаждающий воздух
поступает в привод сверху принудительно, с помощью вентиля-
ционной системы.
Линейное перемещение якоря в углеграфитовых подшип-
никах с малыми зазорами приводит к быстрому износу и разру-
шению подшипников.
Основные технические характеристики привода ЛШП при-
ведены в табл. 5.3.
Первые заводские и межведомственные испытания приводов
ЛШП на стенде Ижорского завода не дали положительных ре-
зультатов. Было испытано 15 приводов из штатной партии. И
только после нанесения на якорь никель-фосфорного покрытия
привод отработал положенные 3000 двойных ходов и 100 сбросов.
Из-за выявленных нарушений в работе приводов ЛШП
172
Таблица 5.3. Основные технические характеристики привода ЛШП
Параметр Значение
Скорость перемещения штанги в режиме регулирования, мм/с Время аварийного сброса штанги с ПС СУЗ с полной высоты при обесточенных катушках электромагнитов, с Рабочий ход, мм Шаг перемещения штанги привода, мм Точность фиксирования положения штанги привода в зонах дискретного отсчета через 350 мм и в крайних положениях, мм Запас по тяговому усилию по отношению к массе органа СУЗ, не менее Масса ПС СУЗ, кг Срок службы привода, включая электрооборудование, лет 50±3 3-4 3500 4 ±15 2 18 10
потребовалось провести повторную обкатку на 5-м блоке НВАЭС.
По результатам обкаток была разработана программа работ по
доводке привода, которая включала:
• изготовление (для замены) деталей и узлов привода и датчика
положения;
• исследование и ресурсные испытания подшипников из новых
материалов;
• работы по совершенствованию электрооборудования приво-
да и системы СУЗ.
Период освоения мощности 5-го блока НВАЭС показал, что
конструктивные дефекты приводов не были окончательно уст-
ранены. С июня 1980 г. по февраль 1981 г. из-за систематичес-
кого застревания якорей, потери индикации положения, течей
верхнего разъема привода 5-й блок несколько раз останавливался
для замены приводов. Дальнейшая эксплуатация привода пока-
зала, что срок службы якоря составляет 5—7 лет вместо установ-
ленных в проекте 10 лет.
В серийных реакторах В-1000 (В-302, В-338, В-320) применены
приводы ШЭМ, разработанные в ОКБ «Гидропресс». Привод ШЭМ
173
имеет по сравнению с приводом ЛШП более высокие техничес-
кие и экономические характеристики, подтвержденные испыта-
ниями на стендах (включая МВИ), более прост в изготовлении.
Первый комплект штатных приводов ШЭМ для 1-го блока
Южно-Украинской АЭС был изготовлен и испытан на произ-
водственной базе ОКБ «Гидропресс».
Привод ШЭМ по сравнению с приводом ЛШП имеет следу-
ющие преимущества:
• размещение нижней части блока перемещения в патрубке
СУЗ и в эллипсоидной части крышки позволило сократить
высоту БВ и, соответственно, снизить отметку подкрановых
путей полярного крана и высоту здания реакторного отде-
ления;
• поднимаемый вес (штанга с магнитным шунтом и с ПС СУЗ)
в приводе ШЭМ меньше, чем в ЛШП, а значит, и потребляе-
мая мощность привода меньше. Из этого следует, что нагре-
вание электромагнитных частей привода ШЭМ и расход
охлаждающего воздуха меньше. Уменьшается также ударная
нагрузка, которую воспринимает подпружиненная головка
ТВС при сбросе ОР по сигналам аварийной защиты, если
применен привод ШЭМ;
• привод ШЭМ менее чувствителен к загрязнению и отложе-
нию солей на поверхностях деталей, перемещаемых в кана-
лах с малыми зазорами.
В сентябре 1971 г. было утверждено техническое задание на раз-
работку привода ШЭМ. Технический проект этого привода был
разработан в ОКБ «Гидропресс» в 1979 г. С самого начала созда-
ния привода предусматривалось применение линейного ука-
зателя положения, встроенного внутрь привода. Однако из-за
отсутствия в промышленности соответствующих термостойких
проводов и других материалов было принято решение о при-
менении датчика ЛД-2, основанного на механической связи ОР
с указателем положения.
Применение датчика ЛД-2 требует введения преобразователя
поступательного движения штанги привода во вращательное
движение винта указателя положения при помощи витой плас-
тины («юлы»), в котором, в свою очередь, гайка с шунтом
совершает поступательное движение.
174
Опытный образец привода ШЭМ прошел межведомственные
испытания на стендах ОКБ «Гидропресс» и был рекомендован
к постановке в серийный реактор. Головной комплект приводов
ШЭМ был изготовлен в ОКБ «Гидропресс» и поставлен на
1-й блок ЮУАЭС. Все остальные блоки АЭС комплектовались
приводами ШЭМ, изготовленными на Ижорском заводе и заво-
де «Атоммаш».
Все приводы ШЭМ перед установкой в реактор проходили
входной контроль в виде испытаний на «вертикальном» стенде
АЭС. В процессе эксплуатации был обнаружен рад недостатков
в конструкции привода ШЭМ:
• самопроизвольное расцепление в отдельных приводах штан-
ги от ПС СУЗ. Была проведена доработка конструкции,
исключившая самопроизвольное расцепление;
• зависание в отдельных приводах штанги с ПС СУЗ при сра-
батывании сигнала аварийной зашиты. Причиной явилось
загрязнение подвижных узлов указателя положения продук-
тами коррозии первого контура. Необходимо было исклю-
чить в конструкции привода кинематические узлы самого
указателя положения и кинематическую связь штанги при-
вода с указателем положения.
В 1986 г. в ОКБ «Гидропресс» изготовили, испытали и поста-
вили на опытную эксплуатацию образцы новых указателей
положения линейного типа, не имеющих кинематической связи
с подвижными частями привода. Это были бесконтактные
линейные указатели положения для приводов ШЭМ реактора
В-1000 (ДПЛ). На период времени до принятия окончательного
решения о замене ЛД-2 на ДПЛ решено было в приводах групп
аварийной зашиты устанавливать датчики конечных положений
(УКП), разработанные в ОКБ «Гидропресс». В регулирующих
группах замена не производилась, так как в них вероятность
застревания мала вследствие автоматического «расхаживания»
привода в режиме регулирования.
Конструкция датчика УКП обеспечивала надежный сброс ОР
с фиксацией конечных положений.
Привод ШЭМ-З применен в технических проектах реактор-
ных установок нового поколения для Тяньваньской АЭС в Ки-
тае, АЭС «Бушер» в Иране и АЭС «Куданкулам» в Индии. Для
175
Тяньваньской АЭС и АЭС «Бушер» ОКБ ГП в соответствии
с заключенными контрактами является изготовителем и постав-
щиком комплектов приводов ШЭМ-3.
Привод ШЭМ-3 по сравнению с прототипом (привод ШЭМ)
имеет следующие преимущества:
• оптимизированная силовая электромагнитная система обес-
печивает значительное улучшение динамики привода в ре-
жиме перемещения;
• увеличенный до 30 лет (включая электрооборудование) срок
службы существенно снижает капитальные затраты Заказчика
(на АЭС все основное оборудование имеет срок службы 30 лет);
• увеличенное тяговое усилие позволяет перемещать поглоща-
ющие стержни массой до 50 кг (вместо 34 кг);
• в составе привода применено термостойкое электрооборудо-
вание, что позволило снизить расход охлаждающего воздуха
с 400 до 250 м3/ч (на один привод) и увеличить возможность
перерыва в подаче охлаждающего воздуха с 0,5 до 2 ч;
• значительно снижены токи электромагнитов и, следова-
тельно, тепловые нагрузки на них;
• в приводе применена утяжеленная штанга, что обеспечивает
вместе с утяжеленными поглощающими стержнями проект-
ное время падения по сигналу аварийной зашиты;
• разработанный для привода ШЭМ-3 датчик положения
шаговый (ДПШ) обеспечивает контроль положения погло-
щающих стержней в активной зоне реактора через каждые
20 мм хода (вместо 350 мм у датчика ДПЛ) при максималь-
ной длине контролируемого хода от нижнего упора до верх-
него конечного выключателя (ВКВ) 3800 мм. Кроме того дат-
чик ДПШ позволяет контролировать пропуски шагов при
ходе вверх, провалы штанги при ходе вниз в режиме переме-
щения, количество шагов, время падения, время прохожде-
ния каждой зоны, точное положение поглощающих стерж-
ней в активной зоне при сбросах по сигналу аварийной
зашиты, т.е. выполняет диагностические функции.
Принятые решения обоснованы расчетами и ресурсными
испытаниями трех опытных образцов. Для получения ре-
зультатов наработки в условиях действующих АЭС три приво-
да, изготовленные в ОКБ «Гидропресс» были установлены
176
в регулирующую группу реактора 3-го блока Балаковской АЭС
и с декабря 1997 г. находятся в опытно-промышленной эксплу-
атации, показывая положительные результаты.
Таким образом, разработан модернизированный привод
системы управления и зашиты с высокими техническими харак-
теристиками на уровне современных мировых образцов и отве-
чающий всем требованиям нормативной документации Госатом-
надзора России.
Ниже дано описание привода ШЭМ-3, конструкция кото-
рого мало отличается от прототипа, которым является привод
ШЭМ, применяемый на действующих ВВЭР-1000 (кроме реак-
тора В-187, где применен ЛШП). Конструкция привода ШЭМ-3
представлена на рис. 5.20, основные характеристики в табл. 5.4.
Таблица 5.4. Основные характеристики привода ШЭМ-3
Параметр Значение
Скорость перемещения ОР в режиме регулирования, мм/с 20±1,5
Время падения штанги с ПС СУЗ от ВКВ до НКВ, с, в пределах 1,2-4,0
Рабочий ход штанги от ВКВ до НКВ, мм 3500±40
Шаг перемещения рабочего органа, мм 20±0,1
Коэффициент запаса по тяговому усилию по отношению к весу перемещаемых частей привода и ПС СУЗ, не менее 1,2
Частота тока питания, Гц 5(Г'4
Средний срок службы до списания (полный), лет 30
Проектное количество циклов нагружения за срок службы, раз, не менее: — двойных ходов на полную высоту перемещения ОР 6000
— сбросов ОР с любой высоты 300
Расход охлаждающего воздуха, м3/ч, не менее 250
Температура охлаждающего воздуха на входе в привод, °C, не более 60
Допустимый перерыв в подаче охлаждающего воздуха, ч, не более 2
177
Рис. 5.20 Привод СУЗ ШЭМ-3
7 — датчик ДШП; 2 — электроввод;
3 — блок электромагнитов; 4 — элект-
ромагнит тянущий; 5 — защелка
подвижная; 6 — электромагнит запи-
рающий; 7 — электромагнит фикси-
рующий; 8 — кулачки, 9 — чехол:
10 — блок перемещения; 11 — зашелка
фиксирующая; 12 — штанга
178
В состав шагового электромагнитного привода входят: блок
электромагнитов; блок перемещения; штанга; указатель поло-
жения; чехол.
Чехол служит для размещения узлов привода и является со-
ставной частью герметичного контура, работающего под давле-
нием первого контура. Чехол устанавливается своим нижним
фланцем на фланец патрубка СУЗ и уплотняется, как это показа-
но на рис. 5.14 В верхней части чехол уплотняется фланцем дат-
чика указателя положения, как это показано на рис. 5.16 и 5.17.
Блок перемещения, размещаемый внутри чехла, взаимодейст-
вует с блоком электромагнитов и осуществляет перемещение
штанги путем последовательного срабатывания пар полюсов,
управляющих защелками по циклограмме токов, задаваемой па-
нелью силового управления. Блок перемещения включает в себя
блок тянущий, блок фиксирующий и блок пружинный.
Блок тянущий, содержащий полюса и защелку подвижную,
осуществляет шаговое перемещение штанги, соединенной с ПС
СУЗ. Блок фиксирующий, содержащий полюса и защелку фик-
сирующую, осуществляет удержание штанги в режиме стоянки
и в промежутках между перемещениями штанги. Блок пружин-
ный обеспечивает демпфирование ударного воздействия пар
полюсов и закрепление блока перемещения на чехле.
Блок электромагнитов, размещаемый снаружи чехла и состоя-
щий из трех электромагнитов и соединительных деталей, пере-
дает силовое воздействие через стенку чехла блоку перемещения
посредством управляемого электромагнитного поля. Создавае-
мое тяговое усилие перемешает штангу, соединенную с ПС СУЗ.
Штанга привода выполнена в виде цилиндрической рейки с
шагом зубцов, равным 20 мм. Внутри штанги расположен маг-
нитопроводяший шунт, взаимодействие которого с катушками
датчика ДПШ формирует сигнал о положении рабочего органа.
Верхняя часть штанги может быть сцеплена с ключом при вы-
полнении транспортных операций. Нижняя часть штанги соеди-
няется с головкой ПС СУЗ и фиксируется от разворота. В ниж-
ней части штанги расположен блок пружин для демпфирования
штанги при рабочем перемещении и при сбросах.
Управление приводами СУЗ и контроль положения регулиру-
ющих стержней осуществляются системой управления и зашиты.
179
Режим перемещения штанги привода осуществляется путем по-
дачи импульсов тока с панели силового управления на катушки
блока электромагнитов (тянущей, запирающей, фиксирующей),
в результате чего подвижная защелка блока перемещения пе-
ремешает штангу, а фиксирующая зашелка удерживает штангу в
период между перемещениями. Удержание штанги в режиме
стоянки привода осуществляется путем подачи тока на фикси-
рующую катушку блока электромагнитов. В режиме аварийной
зашиты все три катушки блока электромагнитов обесточены,
защелки открыты, а штанга с ПС СУЗ падает вниз под дейст-
вием собственного веса.
При разрыве чехла или корпуса датчика ДПШ защелки при-
вода надежно удерживают штангу с регулирующим стержнем от
всплытия, электрооборудование привода не повреждается из-за
воздействия струи, летящие предметы отсутствуют.
Функционально приводы СУЗ независимы один от другого,
поэтому отказ одного привода не влияет на работу любого дру-
гого привода. Кроме того, системы электропитания и охлажде-
ния приводов СУЗ имеют достаточное резервирование, удов-
летворяющее критерию единичного отказа. Эти системы также
физически отделены друг от друга.
Датчик ДПШ является одним из основных элементов, опре-
деляющих новизну и преимущества привода ШЭМ-3 по отно-
шению к приводу ШЭМ. Базовым' вариантом для разработки
датчика ДПШ явился датчик ДПЛ привода ШЭМ. Разработка
проводилась с целью создания датчика положения повышенной
надежности со сроком службы 30 лет.
Датчик ДПШ представляет собой герметичную конструкцию
в виде трубы переменного сечения, в нижней части которой
аксиально расположены девять катушек. Датчик устанавливается
в блок перемещения привода. При этом нижняя часть корпуса
датчика (труба 18x2) заводится в штангу на 714 мм.
Внутри штанги располагается шунт, состоящий из череду-
ющихся магнитомягких и немагнитных проставок. Вместе со
штангой шунты перемещаются вдоль нижней части корпуса дат-
чика, замыкая и размыкая магнитные цепи катушек и изменяя
их индуктивное сопротивление.
По отношению к источнику питания все катушки датчика
соединены последовательно. При одном и том же протекающем
180
через катушки стабилизированном токе, падение напряжения
на тех катушках, магнитная цепь которых оказывается замкну-
той шунтом, будет больше, чем на остальных. Поскольку сигна-
лы со всех катушек датчика снимаются одновременно и при
каждом шаге привода (перемещение штанги на 20 мм) замыка-
ются или размыкаются магнитные цепи одной или нескольких
катушек, то каждому положению ПС СУЗ будет соответствовать
своя кодовая комбинация сигналов. Кодирование и обработка
сигналов, снимаемых с катушек датчика, производятся в панели
управления.
Герметичный корпус датчика обеспечивает зашиту блока ка-
тушек от теплоносителя первого контура. Блок катушек содер-
жит 9 однообмоточных катушек, намотанных на магнитомягком
сердечнике жаропрочным проводом. Катушки расположены в
блоке равномерно с шагом 100 мм и разделены между собой
немагнитными проставками. В блоке катушек имеется продоль-
ный паз для укладки выводных проводов, подключенных к точ-
кам соединения концов катушек.
Концы выводных проводов выведены на герметичный про-
ходной изолятор, который препятствует выходу теплоносителя
в случае разрыва корпуса датчика. Для лучшей сохранности изо-
ляции обмоточных проводов катушек и их выводных концов
внутренняя полость датчика заполнена азотом. Внешние штыри
гермоввода электрически соединены со штырями вилки. Харак-
теристики датчика ДПШ:
• максимальная длина контролируемого хода — 3800 мм;
• рабочая длина контролируемого хода (от НКВ до В КВ) —
3500±40 мм;
• максимальное количество контролируемых положений ПС
СУЗ - 191;
• рабочее количество контролируемых положений ПС СУЗ —
в пределах 176—183;
• интервал дискретного отсчета положения ПС СУЗ — 20 мм;
• основная погрешность датчика — ±15 мм;
• потребляемая мощность — не более 15 Вт.
Датчик положения ДПЛ дает информацию только о положении
ПС СУЗ по 10 зонам (длиной 350 мм) и по двум конечным
181
положениям (НКВ и ВКВ). Внутри каждой зоны эта информа-
ция формируется косвенно — подсчетом импульсов управления.
При неисправностях в приводе или панели силового управле-
ния датчик ДПЛ может не отражать действительного положе-
ния ПС СУЗ. Датчик ДПШ обеспечивает получение
непосредственной информации о каждом шаге штанги привода
с ПС СУЗ. Возможность контроля 191 положения в датчике
ДПШ вместо 12 положений в датчике ДПЛ достигнута за счет
применения наборного шунта с чередующимися магнитными
и немагнитными участками.
Наряду с повышением достоверности и надежности контроля
положения ОР в активной зоне датчик ДПШ совместно с при-
емным и диагностическим устройствами дает возможность конт-
роля работы самого привода — фиксирует пропуск шагов
приводом, проскальзывания штанги привода, время падения
штанги, время прохождения каждой зоны.
Датчик ДПШ зарегистрирован в Государственном реестре
средств измерений под № 18288-99. Государственным комите-
том Российской Федерации по стандартизации и метрологии
выдан сертификат об утверждении типа средств измерений
RU.C.27.004.A № 6228.
В период 1997—2002 гг. три привода ШЭМ-3 с датчиками
ДПШ прошли опытно-промышленную эксплуатацию в составе
регулирующей группы 3-го блока Балаковской АЭС.
Охлаждение приводов СУЗ производится воздухом. Воздух
подается из верхнего воздуховода шахты реактора. Далее воздух
проходит через приводы СУЗ (в зазорах между блоком электро-
магнитов и трубой шестигранной), входит в сборный коллектор
(воздушный короб) и через нижние воздуховоды идет к охлади-
тельным установкам В системе воздушного охлаждения предус-
мотрено 4 вентилятора производительностью 38 000 м3/ч каж-
дый, 2 из них резервные.
Привод эксплуатируется при параметрах теплоносителя,
качестве воды первого контура и в режимах, которые относятся
ко всей РУ Привод спроектирован с учетом сохранения рабо-
тоспособности в режимах нормальной эксплуатации и при
малой компенсируемой течи. В режиме малой и большой течи
привод допускает интенсивное орошение борированной водой.
182
После большой течи должна производиться ревизия приводов.
Привод спроектирован с учетом сохранения работоспособ-
ности при землетрясении интенсивностью до ПЗ включительно
и обеспечения проектного времени падения ПС СУЗ при
землетрясении интенсивностью большей, чем ПЗ, вплоть до
MP3.
Работоспособность приводов СУЗ обоснована с учетом воз-
можных при эксплуатации силовых, температурных и сейсми-
ческих воздействий, а также изменений параметров в режимах
нормальных условий эксплуатации, нарушения нормальных
условий эксплуатации, проектных аварий.
183
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
6.1
ПРОЕКТНЫЕ ОСНОВЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ВКУ
В основу проектирования внутрикорпусных устройств ВВЭР-ЮОО
положены требования технических заданий на разработку реак-
тора В-1000, а также положения НТД по разработке, обосно-
ванию работоспособности и обеспечению безопасности реактора.
ВКУ входят в состав реактора и включают шахту внутрикорпус-
ную, выгородку и блок защитных труб. Установка ВКУ в кор-
пусе реактора представлена на рис. 6.1 и 6.2.
ВКУ предназначены для организации в реакторе контура
циркуляции теплоносителя. Теплоноситель поступает из четы-
рех циркуляционных петель в нижние патрубки корпуса реак-
тора и опускается по кольцевому зазору между корпусом и шах-
той, частично перемешиваясь перед входом в днише шахты. При
прохождении теплоносителя через отверстия днища шахты и
опор происходит снижение неравномерности расхода и даль-
нейшее перемешивание теплоносителя перед входом его в ТВС.
Нагретый в активной зоне теплоноситель выходит через от-
верстия головок ТВС и нижней плиты БЗТ в межтрубное прос-
транство. Далее через отверстия, размещенные равномерно по
периметру обечаек БЗТ и шахты, теплоноситель поступает в
кольцевой зазор между корпусом и шахтой и выходит из реак-
тора через 4 верхние патрубка корпуса реактора.
ВКУ могут свободно и быстро извлекаться из реактора и обес-
печивают хорошую доступность для дистанционного извлечения
ТВС при перегрузке топлива. Кроме того, ВКУ способствуют
184
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Рис. 6.1. Установка ВКУ
в корпусе реактора
(продольный разрез)
1 — выгородка; 2 — шахта
внутрикорпусная; 3 — блок
защитных труб
185
II
Рис 6.2. Установка ВКУ в корпусе реактора (поперечный разрез)
ослаблению потока нейтронов, падающих на корпус реак-
тора.
На ВКУ действуют механические нагрузки, гидродинамичес-
кие нагрузки от потока теплоносителя, температурное и радиа-
ционное воздействия и перепады давления. Узлы закрепления
удерживают составные части ВКУ от вибрации, но обеспечи-
вают возможность их свободного температурного расширения
в осевом и радиальном направлениях.
186
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
ВКУ эксплуатируются в составе и с параметрами реактора.
Они сохраняют работоспособность во всех проектных режимах,
предусмотренных для реактора. Работоспособность и надеж-
ность ВКУ обоснованы с учетом проектных режимов и количе-
ства циклов нагружения и подтверждены опытом эксплуатации
ВВЭР-ЮОО.
Составные части ВКУ имеют классификационное обозначе-
ние 2Н по ПНАЭ Г-01-011-97 и I категорию сейсмостойкости
по ПНАЭ Г-5-006-87. ВКУ обеспечивают:
• возможность нормального функционирования реактора без
остановки при землетрясении интенсивностью, меньшей или
равной ПЗ;
• возможность безопасной остановки реактора и последующей
выгрузки топлива при землетрясении интенсивностью вплоть
до MP3, а также после аварийных ситуаций, оговоренных
техническим заданием.
ВКУ изготовлены из стали марки 08Х18Н1 ОТ и успешно работают
в воде первого контура с высокой концентрацией борной кислоты.
Шахта воспринимает весовые нагрузки от ТВС, выгородки и
блока защитных труб, а также воспринимает усилие от пружин
ТВС и прижимного устройства, от перепада давления и гидро-
динамическое воздействие потока теплоносителя. Опоры днища
шахты обеспечивают возможность индивидуальной установки
каждой ТВС в строго координированных ячейках, а также ори-
ентирование и фиксирование ТВС в плане. Опоры днища шахты
обеспечивают также равномерное распределение нагрузки от
активной зоны на эллиптическое днише шахты, так как количе-
ство опор равно количеству ТВС (количество опор достаточно
большое и они расположены в плане равномерно).
Отверстия в опорах выполнены в виде узких щелей (пазов)
шириной 3 мм и высотой 30 мм, что позволяет защитить ТВС от
попадания в них крупных механических частиц (более 3 мм).
Щели расположены в несколько рядов по высоте, в каждом ряду
по 30 щелей, размещенных равномерно по периметру опоры.
В 151 опоре количество рядов с щелями равно 14, а в 12 пе-
риферийных опорах количество рядов с щелями на 2 меньше
(12 рядов), так как эти опоры выполнены более короткими.
187
Глава шестая
Равномерное распределение большого количества мелких
отверстий в днище и в опорах способствует стабилизации пото-
ка теплоносителя и уменьшению неравномерности распреде-
ления его перед входом в активную зону. Этому способствует
также плавное уменьшение (от периферии к центру) зазора
между днищами шахты и корпуса, а также относительно боль-
шое гидравлическое сопротивление днища шахты.
Сегменты из труб диаметром 63 х 5 мм (или труб диаметром
65x7 мм), установленные между фланцем шахты и фланцем
крышки, и фиксирование шахты в корпусе с помощью соедине-
ния «шпонка—паз» удерживают шахту от вибрации. Такое за-
крепление шахты обеспечивает ее осевое и радиальное темпера-
турные удлинения и возможность свободного извлечения шахты
из реактора (для периодического освидетельствования корпуса).
Блок защитных труб обеспечивает проектное размещение
в фиксированных ячейках нижней плиты и ориентирование
в плане головок ТВС. БЗТ воспринимает усилия от пружинных
блоков ТВС и перепад давления теплоносителя и передает эти
усилия на фланец крышки.
Размещение ПС СУЗ и штанги привода в направляющем кар-
касе БЗТ обеспечивает защищенность ПС СУЗ и штанги от ди-
намического воздействия потока теплоносителя на всей высоте
ПС СУЗ. Совмещение осей направляющих каналов в БЗТ и ТВС
обеспечивает возможность перемещения ПС СУЗ в режиме
регулирования без затирания, с проектной скоростью, а в ре-
жиме аварийного сброса — падение ПС СУЗ с полной высоты
за время, не превышающее 4 с.
Наличие большого количества отверстий малого диаметра,
расположенных равномерно по периметру обечайки БЗТ, сни-
жает пульсацию и неравномерность расхода теплоносителя на
выходе из реактора.
Все усилия, направленные вверх (усилия выталкивания) от
ТВС, шахты и БЗТ (за вычетом веса), передаются через при-
жимное устройство (ПУ) на крышку реактора. Прижатие ниж-
ней плиты БЗТ к пружинным головкам ТВС и фиксирование
БЗТ в шахте с помощью соединения «шпонка—паз» удержи-
вают БЗТ от вибрации, обеспечивая возможность свободного
188
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
(осевого и радиального) температурного удлинения БЗТ и из-
влечение БЗТ из реактора при перегрузке топлива.
Выгородка уменьшает плотность потока и флюенс нейтронов,
падающих на корпус реактора, а также уменьшает «холостые»
протечки теплоносителя (мимо активной зоны). Прижатие
выгородки к днищу шахты и фиксирование выгородки в шахте
с помощью соединения «шпонка—паз» удерживает ее от виб-
рации, обеспечивая возможность свободного температурного
удлинения и возможность выема ее (при необходимости) из
шахты. В штатных ситуациях извлечение выгородки из реактора
производится совместно с шахтой.
Каждый датчик ВРК вводится в направляющий канал ТВС
через индивидуальный защитный канал БЗТ и имеет возмож-
ность извлекаться и заменяться новым.
Для технического обслуживания ВКУ используются транс-
портно-технологическое оборудование, система контроля метал-
ла, шахты ревизии ВКУ.
6.2
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА РЕАКТОРА В-187
В основу проектирования ВКУ реактора В-187 для 5-го блока
НВАЭС были положены требования технического задания на
проектирование головной реакторной установки ВВЭР-ЮОО,
а также опыт создания ВКУ реакторов средней мощности.
Положения, сформулированные в техническом задании и
относящиеся к ВКУ реактора:
• для регулирования реактора используется система пучков
поглощающих стержней в топливных кассетах;
• при выборе конструкции активной зоны исходят из условия,
что диаметр, высота и загрузка активной зоны должны удов-
летворять габаритам транспортабельного корпуса;
• форма ТВС — шестигранная призма, форма активной зоны —
цилиндр с эквивалентным диаметром 3120 мм и активной
189
Глава шестая
высотой топлива 3500 мм, число топливных кассет — 151 шт.,
шаг между кассетами — 241 мм;
• скорость воды на выходе из зоны — 6 м/с, расход теплоно-
сителя через реактор — > 68 000 м3/ч;
• эффективное время работы на номинальном уровне мощ-
ности между перегрузками топлива — 7000 ч;
• слой железоводной защиты должен обеспечивать срок службы
корпуса не менее 40 лет;
• должен быть организован контроль распределения энерго-
выделений по объему активной зоны и контроль темпера-
туры теплоносителя на выходе из ТВС с помощью датчиков,
конструкция которых должна позволять их замену;
• на реакторе должны быть предусмотрены замеры перепада
давления на активной зоне, уровня и давления теплоносителя;
• внутрикорпусные устройства должны допускать периодичес-
кое извлечение их для проведения полного осмотра внутрен-
ней поверхности и контроля состояния стенки корпуса;
• реактор должен проектироваться с учетом возможного
действия реактивных сил, возникающих при разрыве труб.
В проекте реактора должен быть представлен перечень до-
полнительных мер или устройств, позволяющих эксплуати-
ровать реактор и другое оборудование в районах с сейсмич-
ностью 9 баллов;
• в первых образцах оборудования должна быть предусмотрена
установка измерительных устройств, предназначенных для
испытаний и исследований;
• следует рассматривать как предельные, аварии, связанные с не-
плотностью первого контура, включая разрыв ГЦТ Ду 850 мм;
• реактор должен был обладать патентной чистотой в странах
СЭВ.
Конструкция шахты внутр и корпус ной (в дальнейшем шахта)
представлена на рис. 6.3.
Шахта представляет собой вертикальную цилиндрическую
обечайку, к верхнему концу которой приварен фланец, а к ниж-
нему — эллиптическое днише. На эллиптическое днище шахты
установлены опоры, через которые на днише передается нагрузка
от активной зоны. В верхней части опоры выполнена коническая
190
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Рис. 6.3. Шахта внутри-
корпусная
1 — днище эллиптическое;
2 — опора; 3 — решетка дис-
танционируюшая (пояс гра-
неный — в реакторах В-187,
В302 и В-338); 4 — вытесни-
тель (во всех реакторах кро-
ме В-187); 5 — шпонки (под
закрепление выгородки и
БЗТ); 6 — обечайка; 7 — паз
под шпонку БЗТ; 8 — фла-
нец шахты
191
Глава шестая
проточка, на которую опирается сферическая поверхность хвос-
товика ТВС, и паз, в который входит штифт хвостовика (для
ориентации ее в плане). Средняя часть опоры выполнена в виде
перфорированной трубы, через которую реализуется индивиду-
альный подвод теплоносителя в каждую ТВС (см. рис. 6.12).
Опоры приварены хвостовиками к днищу шахты, а головками —
к дистанционируюшей решетке.
Перфорация эллиптического днища и опорных стояков
(сквозные прорези 3 х 30 мм) снижает пульсацию и неравно-
мерность распределения потока теплоносителя на входе в ак-
тивную зону. Узкие прорези в трубах опор являются своеобраз-
ным фильтром, защищающим ТВС от попадания крупных
механических частиц. Такие «фильтры» выполнены во всех
модификациях ВВЭР-ЮОО.
В верхней части шахты выполнены отверстия для отвода теп-
лоносителя из реактора и два отверстия диаметром 300 мм
(на уровне верхних патрубков САОЗ) для подвода воды из САОЗ
сверху на зону. Во фланце шахты выполнены резьбовые
отверстия под установку устройства для транспортировки шах-
ты. Шахта висит, опираясь фланцем на выступ корпуса реактора.
От поперечных перемещений шахта закреплена в корпусе
в трех сечениях:
• в верхней части — по фланцу корпуса. Во фланце шахты
выполнены шпоночные пазы, сопрягаемые со шпонками,
закрепленными на внутренней поверхности фланца корпуса;
• в средней части — по разделителю потока:
• в нижней части — на уровне низа активной зоны. Нижняя
часть шахты имеет 8 пазов, сопрягаемых по посадке со шпон-
ками, приваренными к кронштейнам корпуса.
На фланце шахты выполнены 3 шпоночных паза для удержания
от поперечных смещений и ориентирования БЗТ в плане, а на
уровне нижней плиты БЗТ и на уровне верхнего кольца выго-
родки установлены шпонки для удержания их от поперечных
смешений.
Конструкция выгородки представлена на рис. 6.4.
Выгородка состоит из пластин, выполненных из листа
толщиной 8 мм и дистаншюнированных по высоте шайбами
192
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Рис. 6.4. Выгородка
/ — обечайка шахты 2 — пояс опорный; 3 — труба фиксирующая; 4 — пояс
нижний; 5 — пластина; 6 — пояс верхний
193
Глава шестая
с расстоянием между листами 20 мм. Листы нанизаны на вер-
тикальные крепежные трубы. Внутренний контур выгородки
огибает наружный контур активной зоны, образованный чех-
лами периферийных ТВС. Имеется небольшой конструктивный
зазор между торцами пластин и чехлами ТВС.
В трубах и между пластинами выгородки циркулирует тепло-
носитель, эффективно охлаждающий металл выгородки и сборки
ОС, установленных в стаканах на верхнем поясе выгородки
Выгородка является не только железоводной защитой корпуса,
но она также ограничивает холостые протечки теплоносителя
мимо активной зоны.
В верхней части выгородка фиксируется шпонками, закреп-
ленными на внутренней поверхности шахты. Это крепление
удерживает выгородку от вибрации при воздействии потока
теплоносителя и в то же время обеспечивает возможность осевых
и радиальных температурных перемещений выгородки отно-
сительно шахты. Нижнее кольцо выгородки зафиксировано
относительно днища шахты тремя штифтами и прижато к дни-
щу шахты.
Высота выгородки перекрывает всю высоту активной зоны,
что обеспечивает эффективную защиту корпуса от потока быст-
рых нейтронов. Большая кольцевая жесткость выгородки и на-
дежное закрепление ее в шахте предохраняют ТВС от повреж-
дения в аварийных ситуациях с разрывом трубопроводов и при
землетрясениях.
Выгородка устанавливается в корпус и выгружается из кор-
пуса совместно с шахтой. Извлечение выгородки в течение срока
службы из шахты должно производиться только в случае край-
ней необходимости.
Конструкция блока защитных труб представлена на рис. 6.5.
БЗТ представляет собой сварную металлоконструкцию, состоя-
щую из трех плит, соединенных между собой обечайками,
защитными трубами и направляющими трубами. В защитных
трубах установлены каркасы, в которых перемещаются штанги
приводов с ПС СУЗ, а через направляющие трубы проходят дат-
чики ВРК. Направляющие трубы над верхней плитой группи-
руются в пучки и крепятся на стояках. В нижней плите БЗТ
194
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 6 5 Блок защитных труб
/ — плита верхняя; 2 — обечайка опорная; 3 — плита средняя; 4— обечайка
перфорированная; 5 — труба защитная; 6— плита нижняя
195
Глава шестая
выполнены пазы для сопряжения с головками кассет и сквоз-
ные отверстия для выхода теплоносителя из активной зоны в
межтрубное пространство БЗТ. В средней и верхней плитах БЗТ
выполнена перфорация для возможности охлаждения крышки
реактора в режиме разогрева или расхолаживания. В верхней
плите выполнены отверстия для возможности транспортиро-
вания БЗТ.
Удержание БЗТ от вертикальных перемещений осуществля-
ется путем прижатия БЗТ к крышке пружинами ТВС. Фиксация
БЗТ в шахте от разворота осуществляется тремя шпонками,
входящими в пазы на фланце шахты. Закрепление БЗТ не пре-
пятствует термическим расширениям его относительно шахты
и крышки реактора.
При установке БЗТ в шахту обеспечивается фиксация го-
ловок ТВС по координатам активной зоны, совмещение на-
правляющих каналов для ПС СУЗ и датчиков ВРК в головке
ТВС и в БЗТ. При установке БВ в реактор и уплотнении ГРР
обеспечивается проектное поджатие пружинного блока каж-
дой ТВС.
Опорная обечайка БЗТ имеет множество мелких отверстий
и является дроссельным устройством, снижающим пульсацию
и неравномерность расхода потока теплоносителя на выходе из
реактора.
Каждый направляющий каркас объединяет 12 трубок под
кластеры и одну направляющую трубку под датчик ВРК. На-
правляющая трубка расположена на периферии каркаса, так как
центральную часть занимают перемещаемые ОР СУЗ. 156 на-
правляющих трубок (плотных чехлов под размещение датчиков
температуры) объединены в 6 стояков ТК, размещенных на
периферии верхней плиты БЗТ. В каждой трубной доске стояка
ТК завальцованы по 26 трубок, нижние концы которых уплот-
нены приварной втулкой. В эти направляющие трубки (плотные
чехлы) установлены датчики замера температуры на выходе из
кассеты. В БЗТ реактора В-187 размещено 109 защитных труб
(по числу приводов СУЗ) с направляющими каркасами. 36 на-
правляющих труб под КНИ объединены в 6 стоек ЭВ, раз-
мещенных также на периферии верхней плиты БЗТ.
196
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
6.3
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА РЕАКТОРОВ
«МАЛОЙ СЕРИИ»
Конструкция шахты внутрикорпусной и конструкция БЗТ голов-
ного реактора В-187 использованы как прототипы в проектах
всех последующих модификаций ВВЭР-1000. Изменения в конст-
рукции шахты и БЗТ реакторов В-302 и В-338 обусловлены изме-
нением топливной загрузки — в реактор «малой серии» загру-
жалась другая (по сравнению с реактором В-187) активная зона.
Шахта реакторов «малой серии» (В-302 и В-338) отличается
от шахты головного реактора В-187:
• на эллиптическом днише шахты вместо 151 установлены
163 опоры (по количеству ТВС в активной зоне). Шаг опор
днища (расстояние между центрами соседних ТВС) умень-
шен с 241 до 236 мм. Это привело к увеличению эквивалент-
ного диаметра активной зоны, а также к изменению конфи-
гурации внутреннего контура выгородки и опорной решетки
днища шахты;
• для уменьшения протечек теплоносителя мимо активной
зоны на шахте приварены 6 планок-вытеснителей, которые
размещаются в пазах выгородки, выполненной из несколь-
ких цельнокованых колец. Пазы выгородки необходимы для
возможности выема выгородки из шахты при наличии за-
крепленных на шахте шпонок.
Конструкция выгородки реакторов В-302 и В-338 принципи-
ально отличается от конструкции выгородки реактора В-187.
Изменение конструкции вызвано тем, что в эти реакторы загру-
жаются серийные ТВС. При отсутствии чехла в ТВС стало необ-
ходимым выполнить выгородку сплошной со стороны активной
зоны, так как «ребристая» поверхностью выгородки, примы-
кающая к незащищенным (чехлами) периферийным твэлам,
могла бы стать причиной повышенной вибрации твэлов и исти-
рания их оболочек.
197
Глава шестая
Рис. 6.6. Выгородка серийного реактора
1 — наконечник; 2 — кольцо нижнее; 3 — кольцо среднее; 4 — кольцо верхнее;
5 — кронштейн; 6 — труба
198
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
Конструкция выгородки реакторов В-302 и В-338 представ-
лена на рис. 6.6.
Выгородка состоит из нескольких (4—5) колец, скрепленных
между собой шпильками и штифтами. Каждая грань внутрен-
него контура кольца выгородки отстоит от периферийных ТВС
с зазором 4 мм. В кольцах выгородки выполнены продольные
каналы для прохода теплоносителя, охлаждающего металл
выгородки.
Выгородка является железоводной защитой. Она перекрыва-
ет всю высоту активной зоны, что обеспечивает (вместе с тепло-
носителем и металлом шахты) эффективное снижение потока
быстрых нейтронов, падающих на корпус. Большая кольцевая
жесткость выгородки и закрепление ее в шахте обеспечивают
неизменность геометрического пространства, в котором разме-
щена активная зона.
Выгородка устанавливается и закрепляется в шахте на монта-
же. При дальнейшей эксплуатации выгородка транспортируется
совместно с шахтой. Выемка выгородки из шахты в течение
срока службы не предусматривается (однако принципиально
возможна).
БЗТ реактора В-302 отличается от БЗТ головного реактора
В-187:
• вместо 109 защитных труб с направляющими каркасами и
36 направляющих труб под КНИ установлены 49 (по числу
приводов СУЗ) защитных труб диаметром 180 мм под направ-
ляющие каркасы ОР СУЗ и 60 защитных труб диаметром
108 мм под направляющие трубы КНИ и плотные чехлы ТК;
• защитные каркасы БЗТ В-302 объединяют 18 трубок вместо
12 в каркасах БЗТ В-187;
• 98 плотных чехлов ТК объединены в 14 стоек ТК по перифе-
рии верхней плиты, в каждой стойке ТК — 7 плотных каналов
для установки в них термоэлектрических преобразователей;
• 64 направляющих трубы объединены в 16 стоек ЭВ на верхней
плите БЗТ (10 стоек на периферии, 6 — в центральной части).
Блок защитных труб реактора В-338 отличается от БЗТ В-302
только количеством защитных труб под ОР СУЗ. Здесь в БЗТ —
61 защитная труба диаметром 180 мм.
199
Глава шестая
6.4
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА
СЕРИЙНОГО РЕАКТОРА
Изменения, внесенные в конструкцию шахты серийного реак-
тора В-320, в основном направлены на увеличение надежности
конструкции.
Шахта серийного реактора В-320 отличается от шахты реак-
торов «малой серии»:
• на эллиптическом днище шахты снизу установлены 12 упо-
ров (при зазоре между днищем шахты и днищем корпуса
105 мм при нормальной температуре). Наличие этих упоров
гарантирует минимально необходимый зазор для поступле-
ния теплоносителя на вход в ТВС в ситуации гипотетическо-
го обрыва шахты по полному поперечному сечению. Кроме
того, в первый момент до падения ОР СУЗ по сигналу ава-
рийной защиты перемещение днища шахты и ТВС относи-
тельно положения неподвижных ОР СУЗ уменьшается на
длину выступания этих упоров (над днищем шахты), т.е.
будет меньше и значение положительной реактивности, вво-
димой в активную зону в такой ситуации;
• степень перфорирования днища и верхней обечайки умень-
шена для компенсации снижения гидравлического сопротив-
ления ГЦК, в котором убраны ГЗЗ, но оставлены ГЦН-195,
разработанные для работы в составе ГЦК РУ-187 и РУ-338;
• вместо граненого пояса, огибающего шестигранные головки
периферийных опор, введена дистанционирующая решетка,
в которую устанавливаются круглые головки опор, привари-
ваемые к ней сварными швами. На решетке выполнены
3 штифта, которые входят в нижнее кольцо выгородки, и
6 резьбовых отверстий, в которые вворачиваются резьбовые
трубчатые тяги, прижимающие нижнее кольцо выгородки
к решетке.
БЗТ и выгородка реактора В-320 не отличаются от соответству-
ющих элементов реактора В-338.
200
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
6,5
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА РЕАКТОРОВ
ПОВЫШЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
Конструкция ВКУ серийного реактора В-320 использована как
прототип в проектах реакторов повышенной безопасности
(В-392, В-412, В-428, В-446). Конструктивные изменения вне-
сены в связи с увеличением количества приводов СУЗ с 61
до 121, а также с целью повышения надежности, безопасности
и упрощения обслуживания реактора.
Шахта реакторов В-392, В-412, В-428, В-446 отличается от
шахты серийного реактора В-320:
• увеличена длина (до 80 мм) упоров на эллиптическом днище
шахты. При контрольной сборке шахты с корпусом длина
упоров регулируется, чтобы при номинальных параметрах
теплоносителя зазор между упорами и днищем корпуса был
в пределах 5—10 мм. В случае разрушения по полному попе-
речному сечению шахта сможет опуститься лишь на величину
имеющегося малого зазора, при этом на эту же величину «вы-
водятся» из активной зоны ПС СУЗ, подвешенные на штан-
гах приводов. Конструкция упоров представлена на рис. 6.7;
• в дополнение к верхнему и нижнему креплениям шахты
(от поперечных перемещений относительно корпуса) введено
крепление шахты в разделителе потока.
Конструкция закрепления шахты в разделителе потока (закреп-
ления шахты относительно корпуса в средней части шахты)
представлена на рис. 6.8. На уровне разделителя потока по
периметру обечайки шахты установлены компенсационные плас-
тины, толщина которых (или подкладных шайб) подбирается на
контрольной сборке по фактическому зазору между стенкой
шахты и разделителем потока. Компенсационные пластины
позволяют выдержать при сборке шахты с корпусом проектную
величину кольцевого зазора Д.из между шахтой и разделителем
потока. При достижении номинальных параметров теплоно-
сителя этот зазор существенно уменьшается (в максимуме —
201
202
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 6.8. Закрепление шахты в средней части
/ — пластина; 2 — кольцо разделительное; 3 — шайба
203
Глава шестая
до достижения плотной посадки шахты в корпусе) вследствие
температурных расширений и деформаций от давления. Вели-
чина зазора Aja3 рассчитывается из соотношения:
д — Г) ____ П — А
^заз *'-корп Я'-шахт 'А
где RKOpn, Rumi — значения минимального радиуса разделитель-
ного кольца корпуса и максимального радиуса шахты при
номинальных параметрах (по температуре и давлению) тепло-
носителя.
По результатам расчета зазор между разделительным коль-
цом и пластиной при монтаже (Т = 20 °C) принят равным
2,0+0-3 мм. Толщину каждой шайбы, необходимую для обеспе-
чения требуемой величины монтажного зазора, подбирают (после
механической доработки) по результатам замеров при конт-
рольной сборке шахты с корпусом.
Конструкции крепления в реакторе фланца шахты и нижней
части шахты оставлены без изменений и представлены соответ-
ственно на рис. 6.9 и 6.10;
• в отличие от прототипа, прижимное устройство закреплено
не на торце шахты, а на опорном бурте БЗТ. Через опорный
бурт БЗТ, опирающийся на фланец шахты, ПУ передает уси-
лие упругого деформирования на фланец шахты. Переста-
новка ПУ на опорный бурт БЗТ позволила упростить его
контроль и замену, перенеся эти операции на шахту ревизии.
Для возможности температурного удлинения фланца шахты
и бурта БЗТ имеется «температурный» зазор между буртом
БЗТ и крышкой — от 0,5 до 0,2 мм. Установка прижимного
устройства в реакторе представлена на рис. 6.11;
• опора, закрепляемая на эллиптическом днище шахты с помо-
щью сварки, имеет на нижнем конце резьбу, что позволяет
регулировать высотное положение верхнего торца опоры до при-
варки к днищу. При выполнении контрольной сборки шахты
и БЗТ производится регулирование высотного положения всех
опор так, чтобы расстояние между поверхностью (точнее ли-
нией) контакта ТВС на опоре и поверхностью упора ТВС в
БЗТ во всех каналах ВКУ были близки к номинальному значе-
нию. Это позволяет существенно уменьшить «разброс» факти-
204
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 6.9. Верхнее закрепление шахты
/ — шахта; 2 — наплавка; 3 — шпонка; 4 — корпус
205
Глава шестая
206
Рис. 6.11. Прижимное устройство
/ — прижимное устройство; 2 — крышка; 3 — корпус; 4 — пластины регули-
ровочные; 5— шахта; 6— БЗТ; 7— винт
207
Глава шестая
ческих усилий пружинных блоков ТВС. Конструкция закреп-
ления опоры на днище шахты представлена на рис. 6.12 и 6.13;
Способ определения величины регулирования высотного
положения опоры представлен на рис. 6.14. Величина необходи-
мого перемещения торца опоры Д относительно исходного (до
замеров) положения может быть определена из соотношения:
Д = К - Рфакт - (А + Б),
где А и Б — размеры верхней и нижней втулок (калибров);
К = 4548±0,5 мм — проектная высота ТВС при сжатии пружин-
ного блока (без учета допуска на габаритную длину ТВС);
• увеличена на 300 мм длина шахты, что связано с увеличени-
ем длины корпуса.
Конструкция выгородки реакторов В-392, В-412, В-428, В-446
отличается от конструкции выгородки реактора В-320 тем, что
оптимизировано размещение продольных каналов по сечению
из условия снижения максимального значения температуры
металла. При этом удалось исключить горизонтальные коль-
цевые проточки на наружной поверхности.
На верхнем кольце выгородки установлены кронштейны
(упоры), сопрягаемые с нижней плитой БЗТ. Эти упоры пред-
назначены для удержания БЗТ от радиального смещения отно-
сительно выгородки для обеспечения аварийного ввода ПС СУЗ
в активную зону при «обрыве» шахты. Установка кронштейнов
представлена на рис. 6.15.
БЗТ реакторов В-412, В-428, В-446 отличается от БЗТ серий-
ного реактора В-320:
• увеличена на 300 мм длина, что связано с увеличением длины
корпуса;
• увеличено до 121 количество защитных труб диаметром
180 мм под ОР СУЗ;
• направляющая труба под датчики ВРК расположена на пери-
ферии каркаса (центральная часть занята под ОР СУЗ).
Исключены плотные чехлы ТК;
• количество направляющих труб под каналы ВРК — 54 шт.
Эти трубы объединены в 18 стоек ВРК, расположенных на
периферии верхней плиты БЗТ (по 3 шт. в каждой стойке
ВРК). Стойки расположены на разной высоте.
208
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР 1000
209
Глава шестая
Рис. 6.13. Крепление опоры к днищу шахты
1 — днище шахты; 2 — опора; 3 — упор; 4 — фиксатор; 5 — гайка; 6 — шпонка
210
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Рис. 6.14. Регулировка вы-
сотного положения опор
при контрольной сборке
ВКУ
I — БЗТ; 2 — шахта; 3 —
выгородка; 4 — корпус;
5 — нижняя втулка-калибр;
6 — верхняя втулка-калибр
0171
III II 11:11 UZ
0195
211
Глава шестая
Рис. 6.15. Кронштейн выгородки
/ — БЗТ; 2 — шахта; 3 — выгородка; 4 — кронштейн
212
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
6.6
МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ
ВНУТРИКОРПУСНЫХ УСТРОЙСТВ
Основные и сварочные материалы ВКУ выбраны с учетом тре-
буемых физико-механических характеристик, технологичности,
свариваемости и работоспособности в условиях эксплуатации
реактора в течение срока службы. Все применяемые материалы
стойки к среде первого контура, к воздействию нейтронного
излучения и гамма-излучения. Работоспособность этих матери-
алов подтверждена опытом эксплуатации реакторов типа ВВЭР.
Основные и сварочные материалы ВКУ допущены к приме-
нению по ПНАЭ Г-7-008-89 и ПНАЭ Г-7-009-89.
Для изготовления деталей ВКУ применяется сталь марок
08Х18Н10Т, 08Х18Н10Т-У в виде поковок, штампованных
заготовок, листов и труб (табл. 6.1). Все требования к бесшов-
ным трубам в соответствии с ГОСТ 24030-80 (группа А).
Сталь марок 08Х18Н10Т и 08Х18Н10Т-У выплавляется в ос-
новных электродуговых печах. Плавочный химический состав
стали марки 08Х18Н10Т должен удовлетворять требованиям
ГОСТ 5632-72. Плавочный химический состав стали марки
Таблица 6.1. Механические свойства хромоникелевой стали
Марка стали Вид полуфабриката Rm, МПа RPo.z, МПа As, % Z. %
Не менее
08X18Н ЮТ, 08Х18Н10Т-У Заготовки из сортового проката, поковки 490 (355) 195 (175) 35 (25) 50 (40)
08Х18Н10Т-У Листы для изготов- ления обечаек 490 (355) 195 (155) 35 (25) 40 (40)
08Х18Н10Т-У Листовые штампо- ванные заготовки 490 (355) 195 (175) 35 (25) 50 (40)
Примечание. Цифра без скобок — значение параметра при Т = ках — при Т = 350 °C. 20 °C; в скоб-
213
Глава шестая
08Х18Н10Т-У должен удовлетворять требованиям ГОСТ 5632-72
для стали марки 08Х18Н10Т, но с ограниченным содержанием
кобальта (не более 0,025%).
Сталь применяется в термически обработанном состоянии
(аустенизация или аустенизация со стабилизацией). Основной
материал и металл сварных швов обладает стойкостью к меж-
кристаллитной коррозии. Содержание ферритной фазы в метал-
ле должно быть в пределах 0,5—10%.
Сварочные материалы в виде сварочной проволоки марок
Св-04Х19Н11МЗ и Св-04Х19Н11МЗ с флюсом ОФ-6, электрод
марки ЭА-400/10Т применены для сварки, а электрод марки
ЦН-6Л — для наплавки деталей.
6.7
РАСЧЕТНОЕ ОБОСНОВАНИЕ
ВНУТРИКОРПУСНЫХ УСТРОЙСТВ
В соответствии с требованиями, предъявляемыми к проекту ре-
актора, проводятся все необходимые расчеты для обоснования
прочности и надежности элементов внутрикорпусных устройств
реактора с использованием соответствующих компьютерных
программ. В обоснование проектов ВКУ ВВЭР-ЮОО проведено:
• определение динамических нагрузок (сейсмические нагрузки,
падение самолета, ударная волна);
• определение температурных полей;
• расчет напряженно-деформированного состояния;
• анализ статической прочности;
• анализ циклической прочности.
В гидравлическом расчете стационарного режима работы
реактора обосновано, что при работе различного количества
насосов с частотой в сети 49,0—50,5 Гц расчетные гидравли-
ческие характеристики внутрикорпусных устройств находятся
внутри проектных пределов, которые учитываются при анализе
214
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
условий, необходимых для обеспечения удержания ВКУ от
всплытия при воздействии перепада давления теплоносителя.
В гидравлическом расчете определяются также протечки теп-
лоносителя по различным каналам внутриреакторного тракта,
которые не участвуют в эффективном отводе тепла от твэлов.
В гидравлическом расчете используются коэффициенты гид-
равлического сопротивления участков тракта первого контура
на основе экспериментальных данных, полученных на стендах
и в натурных условиях на блоках с ВВЭР-1000.
Действующие на ВКУ гидравлические нагрузки определены
при максимальном проектном расходе через реактор (88 800 м3/ч)
и консервативных значениях коэффициентов гидравлического
сопротивления участков тракта с учетом погрешности их опре-
деления (табл. 6.2).
Таблица 6.2. Гидравлические нагрузки на ВКУ
Параметр Значение
Количество работающих насосов, шт. 3 (разогрев контура) 4
Температура теплоносителя в первом контуре, °C, средняя 60 150 200 200 (разогрев контура) 306 (номи- нальная мощность)
Перепад давления на реакторе (без входных и выходных патрубков), МПа 0,365 0,320 0,298 0,518 0,450
Перепад давления на тепло- выделяющей сборке, МПа 0,163 0,131 0,118 0,205 0,167
Гидравлическое усилие выталкивания тепловыделя- ющей сборки, кН 7,85 6,32 5,69 9,88 8,05
Гидравлическое усилие выталкивания шахты, МН 2,21 2,01 1,18 3,34 2,84
Гидравлическое усилие выталкивания блока защитных труб, кН 125,8 117,6 111,2 197,1 185,1
215
Глава шестая
Удержание шахты, выгородки и БЗТ от всплытия в режимах
НУЭ обеспечивается за счет их собственного веса и усилия
прижимного устройства. Схема нагрузок на внутрикорпусные
устройства представлена на рис. 6.16.
Усилие прижимного устройства определено из условия обес-
печения запасало всплытия шахты совместно с активной зоной
и БЗТ не менее 20%, т.е.
Кшахт = 1А/ХВ> 1,2,
(6.1)
где ZA= (iGA3 + 1Ошахт + J-GB3T) + 4-Рпу— сумма усилий, удер-
живающих от всплытия шахту, активную зону и БЗТ;
ZB = ?Fa3 + ?FB3T + 1Тшахт — сумма выталкивающих усилий,
действующих на шахту, активную зону и БЗТ; Кшахт — коэффи-
циент запаса до всплытия шахты; £ДСдз, 4-Ошахт, XGB3T — вес
активной зоны, шахты (включая вес выгородки) и БЗТ с учетом
выталкивающей архимедовой силы в воде; ?FA3, TFmaxr, ?FB3T —
выталкивающие усилия, действующие на активную зону, шах-
ту, БЗТ от перепадов давлений на них; 4-РПу — усилие прижим-
ного устройства.
Для обеспечения условия (6.1) в режиме работы четырех
насосов при температуре теплоносителя более 200 °C усилие
должно быть не менее 2700 кН. При температуре теплоносителя
меньше 200 °C и работе не более трех насосов требуемое усилие
Рпу существенно меньше.
По результатам расчета уровней излучений выполняется
оценка доступности оборудования при работе реактора на мощ-
ности.
В расчетах радиационной обстановки выполняется опенка
доступности ВКУ после останова реактора для осмотра, прове-
дения перегрузки топлива, транспортирования ВКУ, замены
СВРД, а также для освидетельствования, обслуживания и ре-
монта реактора.
В расчете потоков нейтронов представляются результаты
пространственно-энергетического распределения плотности
потока нейтронов в ВКУ с учетом азимутальной и аксиальной
неравномерности распределения источников нейтронов деления.
216
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 6.16. Схема нагрузок на внутрикорпусные устройства
217
Глава шестая
1,1 1023 нейтр./см2;
1,6 1022 нейтр./см2;
1,8 1022 нейтр./см2.
Максимальный расчетный флюенс быстрых нейтронов с энер-
гией более 0,1 МэВ за назначенный срок службы 40 лет для
реактора В-392:
• для выгородки
• для ШВК
• для БЗТ
Результаты расчетов радиационных энерговыделений использу-
ются как исходные данные в расчете температурных полей в ВКУ.
В расчетах прочности ВКУ учитывается число циклов нагру-
жения и протекание режимов в НУЭ, ННУЭ, ПА с учетом из-
менения во времени давления и температуры теплоносителя,
а также учитываются нагрузки, возникающие вследствие земле-
трясения.
В расчетах прочности ВКУ в режимах НУЭ определено на-
пряженно-деформированное состояние элементов шахты, блока
защитных труб, выгородки.
В расчетах прочности ВКУ в аварийных ситуациях показано,
что конструкция внутрикорпусных устройств не претерпевает
формоизменения и сохраняется возможность аварийного опус-
кания ПС СУЗ, аварийного охлаждения активной зоны и воз-
можность демонтажа ВКУ и извлечение ТВС после аварии.
6.8
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ОБОСНОВАНИЕ
ВНУТРИКОРПУСНЫХ УСТРОЙСТВ
В проектах ВКУ реакторов В-1000 использованы конструктив-
ные решения ВКУ первых реакторов (В-187, В-302), поэтому
результаты исследований и проверок на самых ранних моделях
и на головном реакторе В-1000, а затем и на действующих
серийных реакторах взаимно дополняют друг друга и согласу-
ются между собой. Эти результаты использованы также в обос-
нование разработок ВКУ последующих модификаций реакторов
(В-392, В-412, В-428, В-446).
218
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Гидродинамические характеристики отдельных участков ре-
актора и первого контура достаточно хорошо изучены на серий-
ной реакторной установке ВВЭР-1000. На основании накоплен-
ных данных по гидравлическим характеристикам показано, что:
• возможные максимальные и минимальные расходы через
реактор, активную зону и ТВС находятся внутри соответству-
ющих проектных диапазонов;
• максимальные выталкивающие усилия, воздействующие на
ТВС и шахту, не превосходят проектных значений, а сле-
довательно, обеспечиваются соответствующие проектные за-
пасы до всплытия.
Было проведено исследование распределения расхода теплоно-
сителя в активной зоне. Исследования проводились на аэроди-
намической модели входного участка реактора ВВЭР-1000 в мас-
штабе 1:5 для различных степеней перфорации эллиптического
днища шахты. Измерение расхода проводилось на входе во все
кассеты. Было получено, что повышенные расходы на входе
имеют место на периферии активной зоны (в основном, первые
два внешние ряда), минимальные — на середине радиуса, в цент-
ральной части активной зоны расходы на входе в кассеты близ-
ки к среднему значению. Отклонения расходов на входе в ТВС
от среднего значения не превышали ±10%. Неравномерность
расходов на входе не зависела от степени перфорации эллипти-
ческого днища шахты в исследованном диапазоне.
Исследования распределения расхода теплоносителя на входе
в активную зону были продолжены на 1-м блоке Южно-Укра-
инской АЭС и на 5-м блоке АЭС «Козлодуй». Характер рас-
пределения расхода по активной зоне совпал с модельными
исследованиями, относительная неравномерность для уровня
вероятности 0,95 составила ±11% и практически не зависела от
количества работающих ГЦН.
Изучение выравнивания расходов по высоте активной зоны
проводилось на модели, состоящей из семи макетных бесчех-
ловых кассет. Расход на входе в одну из кассет (центральную
или периферийную) блокировался либо полностью, либо та-
ким образом, что его величина составляла 70% от среднего рас-
хода через кассету. Проводилось измерение поля скоростей
219
Глава шестая
и статического давления в блокированной и неблокированной
ТВС по всей высоте модели.
Было установлено, что при полной блокировке расхода на
входе в ТВС полное выравнивание расходов по сечению модели
наступало за третьей дистанционируюшей решеткой на длине
пучка твэлов около 900 мм, а при 30%-ной блокировке полное
выравнивание по сечению наступало до второй дистанциониру-
юшей решетки на длине участка пучка твэлов около 500 мм.
Все это дает основание утверждать, что при имеющейся
неравномерности расходов на входе в ТВС, равной ±11%,
полное выравнивание расходов по сечению происходит на
начальном участке пучка твэлов (менее 500 мм) и причиной
возникновения кризиса теплоотдачи такая неравномерность
распределения расхода на входе быть не может.
Исследование междукассетного перемешивания проводилось
на семикассетной сборке. В центральную ТВС подавалась вода
с расходом от 100 до 400 м3/ч и температурой на 10—20 °C выше,
чем в остальные 6 ТВС. В 6 периферийных ТВС вода поступала
из общей камеры с суммарным расходом, равным шестикрат-
ному расходу через центральную ТВС. В шести сечениях по
высоте ТВС снимались поля температур. В результате получено,
что на входном участке семикассетной сборки имеет место
взаимное проникновение теплоносителя из центральной кас-
сеты в периферийные и наоборот. Длина участка, на котором
происходила стабилизация течения, равнялась примерно 500 мм.
На стабилизированном участке межкассетное перемешивание
было незначительно, так как поля температур в различных сече-
ниях по высоте модели практически выравнялись.
Было проведено исследование вибропрочности ВКУ. Слож-
ное конструктивное исполнение ВКУ и характер действующих
гидродинамических нагрузок определяют в качестве основного
экспериментальный метод исследования динамики этих конст-
рукций. При этом расчетный анализ гидроупругих колебаний
используется как средство, дополняющее экспериментальные
исследования.
Работы в обоснование вибропрочности ВКУ для нормальных
условий эксплуатации включали:
• гидродинамические и вибрационные исследования крупно-
масштабной модели реактора. Такие исследования предназ-
220
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
начались прежде всего для изучения общих закономерностей
гидроупругого взаимодействия конструкции с теплоносите-
лем, а также позволили отработать различные конструктивные
варианты исполнения исследуемых элементов с выбором
оптимального варианта:
• анализ вибронагруженности наиболее ответственных элемен-
тов ВКУ в стендовых условиях при использовании полно-
масштабных моделей и фрагментов натурного оборудования.
Испытания полномасштабных моделей направлены на уточ-
нение вибронагруженности элементов ВКУ и на выявление
различных факторов, неблагоприятно влияющих на уровень
вибронагруженности и возможных в натурных условиях;
• исследования частот и форм собственных колебаний основ-
ных элементов ВКУ на мелкомасштабных (М 1 : 50—М 1:10)
моделях при различных условиях закрепления оборудования,
различных составах ВКУ и различных жидкостных зазорах.
Такие исследования дают основу для анализа особенностей
гидроупругого состояния ВКУ, поскольку уровень колебаний
ВКУ в потоке теплоносителя в значительной степени оп-
ределяется указанными динамическими характеристиками
оборудования. Кроме того, испытания таких моделей необ-
ходимы для обоснования методик расчета вибрационного
состояния ВКУ в различных режимах;
• натурные пусконаладочные измерения пульсаций давления,
динамических напряжений в элементах ВКУ каждого реак-
тора серии. Такие измерения необходимы для подтвержде-
ния принятых проектных решений, для получения данных
по фактической вибронагруженности ВКУ с учетом отклоне-
ний, допущенных при изготовлении и сборке, и для приня-
тия обоснованного заключения по вибропрочности ВКУ.
Экспериментальное подтверждение приемлемости конструкции
ВКУ по условиям вибропрочности проводилось на крупномас-
штабной (М 1 :5) модели первого контура реакторной установки
ВВЭР-ЮОО, изготовленной с соблюдением требований геометри-
ческого подобия и включающей все основное оборудование пер-
вого контура: парогенераторы, главные циркуляционные насосы,
циркуляционные трубопроводы, систему компенсации давления.
Модель реактора содержит все внутрикорпусные устройства.
221
Глава шестая
Программа исследований включала следующие основные
этапы:
• определение динамических характеристик ВКУ (частот и форм
собственных колебаний, характеристик демпфирования ко-
лебаний);
• выявление пространственно-временных характеристик гид-
родинамических нагрузок, действующих на эти элементы;
• определение характера и уровня динамического отклика
конструкции на широкополосное гидродинамическое нагру-
жение от потока.
В результате исследований получено, что колебания ВКУ
в потоке теплоносителя являются вынужденными и обуслов-
лены, в основном, пульсациями давления, вырабатываемыми
циркуляционными насосами, а также собственными колеба-
ниями теплоносителя.
В сгшу того, что гидродинамическая нагрузка на ВКУ явля-
ется широкополосной, возбуждается несколько форм собст-
венных колебаний оборудования. Однако их интенсивность
невелика, что объясняется прежде всего существенным конст-
рукционным демпфированием (логарифмический декремент
колебаний достигает 0,3), а также малой мощностью широкопо-
лосного шума.
Уровень пульсаций давления и динамических напряжений
невысок: максимальные амплитуды пульсаций давления не пре-
вышают 20 кПа, динамических напряжений — 0,8 МПа.
Уточнение параметров вибрации основных элементов ВКУ,
а также исследование вибронагруженности ТВС проводилось на
стенде, содержащем полномасштабную семикассетную сборку
и циркуляционный контур.
Основным объектом исследования являлись имитаторы ТВС
(топливных сборок), которые по конструктивному исполнению
и гидравлическому сопротивлению идентичны натурным кассе-
там активной зоны. Примененные на стенде циркуляционные
насосы обеспечивали натурную скорость теплоносителя и на-
турный расход теплоносителя на каждый имитатор. Закрепле-
ние имитаторов было выполнено с использованием натурных
опорных конструкций при обеспечении натурного поджатия
имитаторов крышкой реактора и блоком защитных труб.
222
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Программа испытаний включала исследования динамических
характеристик ВКУ и имитаторов, а также изучение их вибро-
нагруженности в различных режимах, включая наиболее небла-
гоприятные режимы, возможные в натурных условиях:
• частичная и полная блокировка расхода через центральный
и периферийный имитаторы ТВС;
• ослабление затяга опорных конструкций до образования
люфтов;
• ослабление прижатия ТВС со стороны БЗТ;
• создание жесткого контура с имитацией отсутствия паровой
подушки в системе компенсации давления.
На заключительном этапе проведены ресурсные испытания
ТВС. По результатам проведенного комплекса работ сделано
заключение об источниках и характере колебаний ВКУ и ТВС
в потоке теплоносителя, о невысоком уровне вибронагружен-
ности исследуемого оборудования и об обеспечении вибропроч-
ности ВКУ и кассет за проектный ресурс.
Натурные измерения пульсаций давления, динамических
напряжений, вибрации ВКУ и кассет проводятся в период ПНР.
Количество устанавливаемых преобразователей выбирается та-
ким, чтобы обеспечить замеры пульсаций давления, динами-
ческих напряжений и вибраций во всех характерных точках
внутриреакторного оборудования. Основная цель таких испыта-
ний заключается в сравнении динамических характеристик
реактора-прототипа с испытуемым реактором и подтверждении
их вибрационного подобия.
Пусконаладочные измерения проводятся при разном коли-
честве и сочетании работающих насосов в стационарных и пе-
реходных режимах. Измерения проводятся на параметрах,
близких к рабочим (температура — 280 °C, давление первого
контура — 15,7 МПа).
По окончании испытаний после извлечения ВКУ из реак-
тора проводится осмотр и контроль элементов ВКУ для оценки
эффектов вибрации. К зонам обязательного контроля относятся
зоны контакта (и зоны возможного контакта) поверхностей
силовых узлов ВКУ, а также ограничители перемещений. Мето-
дики и объем контроля определяются регламентом испытаний
или эксплуатационной инструкцией.
223
Глава шестая
Результаты пусконаладочных измерений считаются прием-
лемыми, если фактические параметры вибрации не превышают
следующих контрольных значений:
• максимальные амплитуды давления на всех участках гидрав-
лического тракта ВКУ, за исключением зоны выхода потока
из реактора, не выше 21 кПа, а в зоне выхода потока при
работе трех и четырех насосов не выше 25 кПа;
• максимальные амплитуды динамических напряжений в шахте
реактора во всех режимах испытаний не выше 0,8 МПа, а в
остальных контролируемых элементах ВКУ не выше 0,6 МПа;
• виброускорения во всех режимах испытаний по максималь-
ным амплитудам не выше:
а) 0,5 g — для днища шахты;
б) 0,38 g — для имитаторов ТВС;
в) 0,25 g — в остальных контролируемых элементах.
Указанные контрольные значения параметров вибрации разра-
ботаны по результатам анализа стендовых испытаний, а также
по результатам измерений параметров вибрации в первых для
каждой модификации реакторах В-1000. Измерения пульсаций
давления, динамических напряжений и вибраций в элементах
ВКУ последующих модификаций реакторов показали, что при
проектных условиях сборки ВКУ и нормальном вибрационном
состоянии насосов фактические параметры вибрации ВКУ
не превышают контрольных значений. При этом усталостная
прочность контролируемых элементов ВКУ и ТВС обеспечивается.
6.9
ИЗГОТОВЛЕНИЕ ВНУТРИКОРПУСНЫХ УСТРОЙСТВ
Методы и объем контроля ВКУ при изготовлении определяются
таблицами контроля качества. Оценка качества основных ма-
териалов, сварных соединений и наплавок производится в со-
ответствии с требованиями программы контроля качества.
В процессе изготовления ВКУ производится контроль основ-
ных материалов, сварочных материалов и сварных соединений
224
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
(наплавок) в соответствии с требованиями НТД и конструктор-
ской документации (спецификаций конструкционных материа-
лов, таблиц контроля качества, программы контроля качества).
Готовое изделие проходит контроль чистоты поверхностей и
правильности выполнения определяющих размеров (посадоч-
ных, габаритных и других). Проводится контроль проходимости
каналов калибрами или имитаторами ПС СУЗ и СВРД.
Изготовитель перед отправкой Заказчику проводит конт-
рольную сборку внутрикорпусных устройств совместно со штат-
ным корпусом и крышкой, что позволяет обеспечить высокое
качество изделия и сократить продолжительность монтажа на
АЭС. При контрольной сборке на заводе проверяется качество
сборки оборудования реактора и выполняется штатное фикси-
рование ВКУ относительно друг друга и относительно корпуса.
Результаты контрольной сборки паспортизуются.
Для контроля состояния металла ВКУ используются следую-
щие методы неразрушающего контроля:
• визуальный и измерительный контроль;
• ультразвуковая дефектоскопия;
• просвечивание проникающими излучениями;
• люминесцентная дефектоскопия и цветная дефектоскопия.
Методами ультразвуковой дефектоскопии и просвечивания об-
наруживают внутренние дефекты, а люминесцентной и цветной
дефектоскопией — поверхностные.
При контрольной сборке шахты с корпусом на заводе про-
изводится:
• совмещение осей шахты и корпуса реактора;
• измерение величины заглубления дниша шахты относитель-
но уплотнительной поверхности корпуса;
• измерение зазоров между фланцами шахты и корпуса, между
шахтой и разделителем потока, между упорами на днище
шахты и днищем корпуса.
При контрольной сборке БЗТ с шахтой производится:
• совмещение осей БЗТ и шахты;
• проверка соосности отверстий в нижней плите БЗТ с осями
опор шахты;
225
Глава шестая
Таблица 6.3. Габаритные размеры и масса компонентов ВКУ реактора В-428
Параметр Значение
Наружный диаметр по фланцу шахты, м 3,67
Толщина стенки шахты в районе активной зоны, м 0,065
Высота шахты, м 10,81
Масса шахты, кг 75 200
Наружный диаметр выгородки, м 3,485
Высота выгородки, м 4,07
Масса выгородки, кг 35 800
Наружный диаметр блока защитных труб
по опорному бурту, м 3,64
Высота блока защитных труб, м 7,462
Масса блока защитных труб, кг 73 000
• измерение величины заглубления нижней плиты БЗТ отно-
сительно уплотнительной поверхности корпуса;
• измерение зазора между буртом БЗТ и фланцами шахты
и корпуса;
• измерение расстояния от места упора хвостовика ТВС до мес-
та упора головки ТВС в плиту БЗТ и регулировка высотного
положения опор в днище шахты;
• регулировка суммарной толщины компенсационных пластин
с целью достижения проектной величины сжатия головок
ТВС и/или прижимных устройств.
При контрольной сборке выгородки с шахтой производится
проверка положения граней выгородки по отношению к осям
периферийных опор шахты и отверстий в нижней плите БЗТ.
При контрольной сборке внутрикорпусных устройств с крыш-
кой производится:
• проверка совмещения осей патрубков ВРК и стоек БЗТ;
• проверка соосности патрубков СУЗ и отверстий верхней
плиты БЗТ;
• измерение расстояния между крышкой и буртом БЗТ.
Перед отправкой Заказчику ВКУ маркируются, упаковываются
и закрепляются на транспортных средствах. Упаковка ВКУ
226
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-ЮОО
предохраняет от атмосферных осадков, обеспечивает сохран-
ность форм и размеров при транспортировании и хранении из-
делия. Наружные поверхности шахты и выгородки закрываются
упаковочным материалом. Торцы шахты и выгородки закрыва-
ются защитными крышками. БЗТ транспортируется в собран-
ном виде в прочном контейнере. Шахта и БЗТ транспортируются
в горизонтальном положении, при этом изнутри шахты уста-
навливаются распорные устройства для исключения деформи-
рования цилиндрической части.
Выгородка транспортируется в собранном виде или отдель-
ными частями, состоящими из колец, скрепленных между собой.
Кольца выгородки должны транспортироваться и устанавливать-
ся в рабочем положении, чтобы исключить их деформирование.
Габаритные размеры и масса компонентов ВКУ позволяют
транспортировать их железнодорожным, автомобильным или
водным транспортом (табл. 6.3).
6.10
РАБОТЫ С ВНУГРИКОРПУСНЫМИ
УСТРОЙСТВАМИ НА АЭС
На АЭС производится перегрузка ВКУ с транспортного сред-
ства на специальную тележку и доставка их в помещение хране-
ния или в реакторное отделение. Кантовка внутрикорпусных
устройств производится с использованием ложемента для кан-
товки и специальной монтажной траверсы.
При эксплуатации ВКУ подвергаются:
• входному контролю и пусконаладочным испытаниям в сос-
таве реактора;
• периодическому контролю состояния металла, проверкам
и испытаниям;
• регулярному техническому обслуживанию, своевременному
обнаружению неполадок в работе и оперативному выполне-
нию необходимых ремонтных работ.
227
Глава шестая
Перед монтажом ВКУ подвергаются проверке технического
состояния при входном контроле в следующем объеме:
• проверка наличия документации на оборудование (паспортов,
чертежей, инструкций), проверка комплектности изделий и
наличия маркировки;
• визуальная проверка состояния поверхностей и сохранения
геометрической формы изделий, проверка наличия рисок
главных осей 1—III и И—IV и соответствия их проектной
документации. Результаты проверок отражаются в актах вход-
ного контроля, на основании которых ВКУ допускаются к
установке в корпус.
В период монтажа ВКУ совместно с блоком верхним, корпусом
и имитаторами ТВС проходят проверку собираемости, наклон
плоскости главного разъема реактора при этом не должен пре-
вышать 0,5 мм на базе 4000 мм. Монтаж ВКУ производится
с использованием системы центровки.
При сборке реактора на обкатку (циркуляционную промывку)
проводится отработка технологии и получение персоналом АЭС
навыков по сборке и разборке ВКУ с использованием системы
центровки и штатного транспортно-технологического обору-
дования, приспособлений и инструмента. Монтаж выгородки в
шахту проводится с использованием траверсы универсальной.
Транспортирование БЗТ и установка его в реактор проводится
с использованием приспособления для транспортировки. После
установки БЗТ на головки имитаторов ТВС проводится провер-
ка усилия перемещения имитатора ПС СУЗ, сцепленного со
штангой привода. После установки на реактор блока верхнего
повторно производится проверка усилия перемещения имита-
тора ПС СУЗ, сцепленного со штангой привода.
Циркуляционная промывка и обкатка производятся с установ-
ленными в реактор ВКУ и имитаторами ТВС при работе раз-
личного числа ГЦНА (включая совместную работу четырех
ГЦНА). Во время обкатки проводится проверка времени паде-
ния имитатора ПС СУЗ, измерение гидравлических характерис-
тик и динамические измерения ВКУ.
Обкатка реактора считается законченной, если в результате
испытаний и проверок подтверждено соответствие характеристик
оборудования реактора, включая внутрикорпусные устройства,
228
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
проектным требованиям, а показатели водно-химического режи-
ма соответствуют нормативным требованиям.
После завершения обкатки производится разуплотнение реак-
тора и демонтаж первичных преобразователей и линий связи
систем пусконаладочных измерений с поверхностей ВКУ. Де-
монтированные ВКУ устанавливаются в бассейне ревизии, где
может проводиться контроль состояния ВКУ.
При сборке реактора на физический пуск производится уста-
новка в реактор шахты, выгородки и первичных преобразова-
телей системы контроля параметров активной зоны при пере-
грузке. После завершения топливной загрузки на физический
пуск первичные преобразователи системы контроля извлекают-
ся из реактора, далее производится установка БЗТ и проверка
усилия перемещения ПС СУЗ в штатной ТВС. После установки
на реактор блока верхнего проводится проверка усилия переме-
щения ПС СУЗ, сцепленного со штангой привода. Перед выхо-
дом на МКУ мощности (РУ — в горячем состоянии) проводится
проверка времени падения ПС СУЗ, сцепленной со штангой
привода.
Энергетический пуск реактора заключается в последовательном
выводе реактора от МКУ мощности до 100% Nhom, стабилиза-
ции работы на промежуточных уровнях мощности и проведении
необходимых проверок и испытаний.
После завершения всех проверок и испытаний и устойчивой
работы в течение не менее 72 ч на мощности 100% реактор в
составе энергоблока сдается в эксплуатацию.
Периодические проверки и испытания ВКУ предназначены
для определения и поддержания технического состояния, обес-
печивающего выполнение ими заданных функций во всех режи-
мах эксплуатации реактора. Контроль и испытания ВКУ при
плановых остановах производятся в соответствии с инструкцией
по эксплуатации реактора и совмещаются по времени с провер-
ками корпуса изнутри в периоды остановки энергоблока на
перегрузку топлива.
Периодическое обследование состояния металла ВАУ включает
контроль состояния металла неразрушающими методами. Пе-
риодическое обследование состояния металла и техническое
освидетельствование ВКУ проводятся в объеме и методами,
указанными в рабочих программах контроля. При периодическом
229
Глава шестая
обследовании состояния металла ВКУ проводится визуальный
контроль (телевизионный осмотр) состояния контактируемых
поверхностей и измерение геометрических размеров элементов
шпоночных соединений (при возможности). Верхняя часть БЗТ
и шахты контролируется внешним осмотром.
Для визуального контроля поверхностей шахты и выгородки
изнутри в период полной выгрузки топлива из реактора может
использоваться система контроля СК-27, предназначенная,
в основном, для ультразвукового и телевизионного контроля
изнутри корпуса. Система применяется при выгруженной ак-
тивной зоне и залитом водой корпусе реактора. Шахта внутри-
корпусная может контролироваться системой СК-27 в корпусе
реактора или в шахте ревизии. Прототип СК-27 — СК-187.04,
применяется на 5-м блоке НВАЭС. Параметры системы СК-27
при телевизионном осмотре — обнаружение трещин с мини-
мальными размерами 10x0,1 мм. Управление — дистанцион-
ное, цикл работы — автоматический, по программе.
Наружные поверхности шахты и БЗТ могут контролироваться
путем внешнего осмотра с использованием специальных смотро-
вых окон, которыми оснащены шахты ревизии ВКУ (РУ В-187,
В-302, В-338) или с использованием специальных систем конт-
роля, как это представлено на рис. 6.17 и 6.18, например для
реактора В-428.
Визуальный контроль ВКУ включает осмотр поверхностей:
• сварных соединений шахты и БЗТ в доступных для контроля
местах;
• в местах сопряжения головки и хвостовика ТВС с ВКУ;
• шпонок и шпоночных пазов в местах сопряжения ВКУ с кор-
пусом и между собой;
• каналов выгородки на отсутствие механических частиц внут-
ри них.
По результатам ВК принимается решение о необходимости при-
менения других методов контроля (измерение зазоров в местах
сопряжения шпонок и шпоночных пазов, проверка каналов на
проходимость имитатором СВРД).
При разуплотнении реактора производится визуальный и
измерительный контроль прижимного устройства и компенса-
230
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР 1000
ционных пластин, закрепленных на бурте БЗТ (или на фланце
шахты — в реакторах головном и серийных). Если остаточная
упругая деформация ПУ меньше проектного значения, то такое
ПУ заменяется новым из числа запасных.
Чтобы поддерживать ВКУ в исправном состоянии, необхо-
димо в процессе эксплуатации своевременно проводить осмот-
ры, контроль металла, техническое обслуживание и ремонты,
не допускать превышения предусмотренных проектом режимов
и циклов нагружения. В процессе эксплуатации должны соблю-
даться требования эксплуатационной документации (на реак-
тор) в части, касающейся эксплуатации ВКУ. Работы по техни-
ческому обслуживанию и ремонту ВКУ должны совмещаться,
по возможности, с периодом останова энергоблока на перегрузку
топлива.
При работе реактора на мощности (периодически) и при
плановых остановах реактора должны проводиться проверки
усилия перемещения и времени падения ПС СУЗ, сцепленного
со штангой привода.
Перед началом перегрузки и после перегрузки топлива
должна проводиться проверка положения опорного бурта БЗТ
относительно уплотнительной поверхности корпуса, при этом
уровень теплоносителя должен быть снижен на 200—300 мм
относительно поверхности ГРР, а БЗТ должен свободно стоять
на головках ТВС (без устройства для транспортирования).
Для обеспечения достаточного запаса по всплытию ВКУ,
разогрев теплоносителя до температуры 200 °C должен произ-
водиться при работе не более трех ГЦНА. Четвертый ГЦНА
может включаться после достижения температуры теплоноси-
теля 200 °C.
При проведении ТТО по принципу «сухой» перегрузки пере-
становка ВКУ из реактора в шахты ревизии и обратно произво-
дится с использованием специального защитного контейнера
(РУ В-187, В-302, В-338). При проведении ТТО по принципу
«мокрой» перегрузки перестановка ВКУ из реактора в шахты
ревизии и обратно производится без использования защитного
контейнера, но с обязательным одновременным изменением
уровня воды в шахте реактора (например, РУ В-428). Схема
«мокрой» перегрузки ВКУ представлена на рис. 6.19—6.22.
231
Глава шестая
Рис. 6.17. Контроль шахты внутрикорпусной изнутри
/ — система контроля корпуса и шахты изнутри (СК-27)
232
Внутрикорпусныеустройства реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 6.18. Контроль шахты внутрикорпусной и БЗТ снаружи
1 — система контроля шахты и БЗТ снаружи; 2 — система контроля корпуса
(и шахты) изнутри
233
Глава шестая
Рис. 6.19 Разуплотнение реактора В-428
1 — гайковерт главного разъема реактора; 2 — траверса универсальная;
3 — плита блока электроразводок; 4 — траверса; 5 — блок электроразводок;
6 — изоляция тепловая БВ
234
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Рис. 6.20. Транспортировка и установка БВ в шахту ревизии БВ
/ — блок верхний; 2 — траверса БВ
235
Глава шестая
Рис. 6.21. Транспортировка и установка БЗТ в шахту ревизии БЗТ
I — проставка: 2 — платформа для транспортировки БЗТ; 3 — блок защитных труб
236
Внутрикорпусные устройства реактора ВВЭР-1000
Рис. 6.22. Транспортировка шахты внутрикорпусной в шахту ревизии ВКУ
1 — устройство для транспортировки шахты; 2 — шахта внутрикорпусная
При техническом обслуживании ВКУ должны выполняться
меры безопасности, в том числе контроль подкритичности
активной зоны, дозиметрический контроль в районе проведе-
ния работ, контроль скорости извлечения и транспортирования
оборудования. Результаты контроля металла, проверок и испы-
таний должны фиксироваться в оперативной документации,
принятой к ведению на АЭС.
237
Активная зона реактора ВВЭР-1000
7.1
ПРОЕКТНЫЕ ОСНОВЫ АКТИВНОЙ ЗОНЫ
В соответствии с картограммой топливной загрузки реактора
активная зона комплектуется тепловыделяющими сборками
заданного обогащения, сборками ПС СУЗ и пучками СВП.
Тепловыделяющие сборки предназначены для генерирования
тепла и нагревания теплоносителя первого контура.
Управление реактивностью в процессе эксплуатации осуще-
ствляется с помощью борной системы регулирования, групп ПС
СУЗ (включая средства их перемещения) и неподвижных пуч-
ков СВП.
Система регулирующих стержней и система борного регули-
рования (каждая из этих систем) способны перевести активную
зону в подкритическое состояние с учетом принципа единич-
ного отказа или ошибки оператора.
В соответствии с проектной основой полная эффективность
системы регулирующих стержней определяется, исходя из необ-
ходимости компенсации реактивности, выделяющейся в про-
цессе аварийного останова реактора с номинального уровня
мощности и начальной подкритичности в горячем состоянии
при температуре около 280 °C.
Управление реактивностью с помощью пучков СВП заклю-
чается в связывании части начального запаса реактивности,
обеспеченного при загрузке свежего топлива, с последующим
его постепенным высвобождением по мере выгорания поглоти-
теля в СВП. За счет выбора количества и размещения СВП в
активной зоне концентрация борной кислоты в начале топлив-
ных загрузок доводится до значения, при котором коэффициент
238
Активная зона реактора ВВЭР-ЮОО
реактивности по температуре теплоносителя становится отри-
цательным, начиная с пусковых состояний реактора.
В активной зоне реактора В-1000 установлены ТВС шести-
гранной формы с расположением твэлов диаметром 9,1 мм по
треугольной решетке с шагом 12,75 мм. Применение ТВС с шес-
тигранным поперечным сечением и треугольной разбивкой
ячеек под твэлы, с малым шагом между твэлами и малым
диаметром твэла позволило создать отечественные ВВЭР-ЮОО
с увеличенной удельной объемной нагрузкой активной зоны
(до 110 кВт/л, что выше, чем у PWR), но без увеличения удель-
ной тепловой нагрузки на единицу поверхности твэла. При этом
была обеспечена транспортабельность корпусов ВВЭР-ЮОО
железнодорожным транспортом, что являлось в то время (учи-
тывая особенности размещения заводов-изготовителей и строя-
щихся АЭС, а также отсутствие других дорог и средств доставки)
необходимым условием для возможности создания отечествен-
ных и зарубежных АЭС с ВВЭР-ЮОО.
Активная зона головного ВВЭР-ЮОО (реактора В-187) со-
стоит из 151 кассеты. Активная зона всех последующих (за реак-
тором В-187) ВВЭР-ЮОО состоит из 163 кассет. В соответствии
с картограммой загрузки активной зоны в части кассет разме-
щены ПС СУЗ и пучки СВП.
В соответствии с ПНАЭ Г-5-006-87 составные части активной
зоны относятся к первой категории сейсмостойкости. Составные
части активной зоны в соответствии с ПНАЭ Г-01-011-97 относят-
ся к устройствам нормальной эксплуатации и классифицируются:
• ТВС — класс 1, классификационное обозначение 1Н;
• ПС СУЗ — класс 2, классификационное обозначение 2НЗУ;
• пучок СВП — класс 2, классификационное обозначение 2Н.
Компоненты активной зоны при работе в составе реактора под-
вергаются тепловому, механическому и радиационному нагру-
жениям. В результате пребывания компонентов активной зоны
в реакторе происходят физико-химическое взаимодействие ее
материалов, вибрационный износ, термоциклическая усталость,
радиационная ползучесть и старение ее материалов.
Активная зона ВВЭР-ЮОО и ее составные части разрабатыва-
ются в соответствии с требованиями действующих нормативно-
239
Глава седьмая
технических документов. Исходя из условия безопасности АЭС,
для активной зоны установлены основные проектные пределы,
которые не должны превышаться:
• для эксплуатации реактора в режимах НУЭ и ННУЭ эксплуата-
ционный предел повреждения твэлов с дефектами типа газовой
неплотности нс должен превышать 0,2% от общего количе-
ства твэлов и не должен превышать 0,02% от обшего количест-
ва твэлов с прямым контактом топлива с теплоносителем;
• для эксплуатации реактора в режимах НУЭ и ННУЭ предел
безопасной эксплуатации по количеству и величине дефектов
твэлов составляет 1 % от общего количества твэлов с дефек-
тами типа газовой неплотности и 0,1% от общего количества
твэлов, в которых имеет место прямой контакт топлива с теп-
лоносителем;
• для режимов проектных аварий с потерей теплоносителя
не должен превышаться максимальный проектный предел по-
вреждения твэлов, соответствующий следующим предельным
величинам:
1) температура оболочек твэлов — не более 1200 °C;
2) локальная глубина окисления оболочек твэлов — не более
18% от общей первоначальной толщины стенки до окисления;
3) доля прореагировавшего циркония — не более 1 % его мас-
сы в оболочках твэлов (исключая участок оболочки, окружа-
ющий объем камеры давления);
• для режимов проектных аварий, связанных с возрастанием
реактивности, установлена предельная энтальпия топлива.
Непревышение данного критерия гарантирует отсутствие раз-
рушения твэла. В качестве критерия используется усреднен-
ная по сечению топлива величина энтальпии в твэле, которая
учитывает запасаемое топливом тепло при быстром неста-
ционарном тепловом процессе. Величина этой энтальпии
не должна превышать предельную величину, равную 230 кал/г.
Для подтверждения выполнимости проектных основ используют
четыре группы обобщенных критериев:
• группу прочностных критериев, которые учитывают коррози-
онное растрескивание оболочки под напряжением, потерю
устойчивости оболочки под действием перепада давления
240
Активная зона реактора ВВЭР-1000
теплоносителя, усталостную прочность оболочки в условиях
длительных циклических нагрузок;
• группу деформационных критериев, которые учитывают предель-
ное изменение диаметра, а также предельное удлинение твэла;
• группу теплофизических критериев, включающую критерий по
температуре плавления топлива, критерий по давлению газов
(до появления в оболочке твэлов напряжений, которые при-
водят к росту и раскрытию трещин в оболочке), критерий по
линейной мощности твэла, критерий по теплопроводности
газового зазора между топливом и оболочкой;
• группу коррозионных критериев, в которую входят критерий
по окислению оболочки твэла, критерий по гидрированию
оболочки твэла, критерий по фреттинг-износу оболочки твэла.
При проектировании элементов активной зоны показывается
выполнимость указанных выше критериев с помощью аттес-
тованных вычислительных кодов, моделирующих граничные
условия и поведение твэлов в проектных режимах.
Коэффициенты реактивности по температуре топлива, темпе-
ратуре теплоносителя, удельному объему теплоносителя и по
тепловой мощности реактора не должны быть положительными,
а коэффициент реактивности по плотности теплоносителя не
должен быть отрицательным, чтобы с помощью обратных свя-
зей ограничивать быстрый рост мощности в проектных режимах.
В режимах НУЭ с учетом допустимых отклонений парамет-
ров и мощности реактора температура оболочки твэла не долж-
на быть более 352 °C. Коэффициент запаса до кризиса теплоот-
дачи должен быть > 1 во всех проектных режимах.
7.2
ТЕПЛОВЫДЕЛЯЮЩИЕ СБОРКИ РЕАКТОРА В-187
При разработке головного реактора требовалось обеспечить
технические и экономические показатели активной зоны
ВВЭР-1000 на уровне современных зарубежных установок PWR
241
Глава седьмая
при сохранении возможности транспортирования корпуса го-
ловного реактора железнодорожным транспортом. Габаритные
размеры корпусов PWR не ограничивались условием транспор-
тирования их железнодорожным транспортом. Доставка корпу-
сов PWR на АЭС производилась автомобильным или водным
транспортом, поэтому диаметральные размеры корпуса и актив-
ной зоны в PWR существенно больше, чем в ВВЭР-ЮОО, что
позволило создать реакторы PWR мощностью более 1000 МВт.
В реакторе В-187 активная зона комплектуется кассетами,
имеющими шестигранное поперечное сечение и треугольную
разбивку ячеек под твэлы, в то время как кассеты в PWR имеют
квадратное поперечное сечение и прямоугольную разбивку
ячеек под твэлы. Твэлы кассет реактора В-187 имеют диаметр
9,1 мм и размещены с шагом 12,75 мм, в то время как в PWR
соответственно 10,7 мм и 14,3 мм. Это обстоятельство позво-
лило поднять среднюю нагрузку единицы объема активной зоны
реактора В-187 выше, чем у PWR, и получить требуемую мощ-
ность реактора (1000 МВт) без увеличения тепловой нагрузки на
единицу поверхности твэла с обеспечением возможности дос-
тавки корпуса реактора на НВАЭС железнодорожным транс-
портом.
В период разработки технического задания на РУ 5-го блока
НВАЭС еще не было достаточного проектного обоснования для
перехода к бесчехловым ТВС, которые обеспечивали PWR
определенные преимущества по техническим и экономическим
характеристикам. Поэтому головной (и единственный) реактор
ВВЭР-ЮОО имеет активную зону, укомплектованную чехловыми
ТВС. При разработке ТВС реактора В-187 использовался опыт
проектирования, наладки и эксплуатации отечественных реак-
торов средней мощности, а также зарубежный опыт.
Конструкция чехловой тепловыделяющей сборки для реак-
тора В-187 представлена на рис. 7.1—7.4.
Топливная загрузка реактора В-187 содержит 151 ТВС. ТВС
имеет головку, пучок твэлов, хвостовик и наружный шестигран-
ный чехол с перфорацией по каждой грани для разгрузки чехла
от перепада давления. Первоначально предполагалось устанавли-
вать дроссельные шайбы в опорные стояки дниша шахты с це-
лью выравнивания расхода теплоносителя на входе в активную
242
Активная зона реактора ВВЭР-1000
Рис. 7.1. Тепловыделяющая сборка
реактора В-187
1 — ПС СУЗ; 2 — головка; 3 — твэл;
4 — решетка дистанционирующая;
5 — хвостовик; 6 — чехол
0195
243
Глава седьмая
238*Н
Рис.,7.2. Тепловыделяющая сборка реактора В-187 (поперечный разрез
по пучку твэлов)
/ — твэл; 2 — обод решетки; 3 — ячейка решетки; 4 — канал направляющий;
5 — стержень ПС СУЗ; 6 — канал под датчик ВРК
244
Активная зона реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 7.3. Головка теп-
ловыделяющей сборки
реактора В-187 (в ТВС
установлен ПС СУЗ)
/ — ПС СУЗ; 2 — пру-
жина; 3 — чехол;
4 — шайба плавающая
IISSIIS
245
Глава седьмая
Рис. 7.4. Хвостовик тепловыделяющей сборки реактора В-187 (в ТВС
установлен ПС СУЗ)
/ — ПС СУЗ; 2 — твэл; 3 — решетка опорная; 4 — чехол; 5 — ребро; 6 — штырь
246
Активная зона реактора ВВЭР-1000
зону. Эта идея не была реализована, так как экспериментальные
измерения доказали, что неравномерность расхода теплоноси-
теля по сечению активной зоны находится в приемлемых преде-
лах и без установки таких шайб.
Для удержания ТВС от всплытия под действием перепада
давления теплоносителя в головке установлены 6 пружин, по
одной в каждом углу шестигранника. Наличие этих пружин
ограничивает количество ПЭЛ, которые могут быть размещены
в направляющих каналах ТВС. Поэтому в реакторе В-187 уста-
навливаются ПС СУЗ только с 12 поглощающими стержнями,
а количество ПС СУЗ увеличено (по сравнению с последующи-
ми модификациями активных зон ВВЭР-1000) до 109 шт.
Пучок твэлов содержит 317 тепловыделяющих элементов,
12 направляющих каналов из труб 12,6x0,85 для возможности
размещения в них поглощающих элементов ПС СУЗ или СВП
и один направляющий канал для размещения датчика энер-
говыделений, а также центральный канал из трубы 10,3x0,65.
Твэлы крепятся в нижней (опорной) решетке, которая с помо-
щью шести уголков жестко соединена с хвостовиком ТВС. Хвос-
товик соединен с головкой ТВС непосредственно с помощью
шестигранного чехла, передающего усилие от шести сжатых
пружин на хвостовик ТВС.
Шестигранный перфорированный чехол с размером «под
ключ» 238 мм и толщиной стенки 1,5 мм выполнен из сплава
Э-125. В чехле выполнены отверстия диаметром 15 мм для
разгрузки плоской стенки чехла от перепада давления.
Высота ТВС с пучком ПЭЛ или пучком СВП составляет
4665 мм. Тепловыделяющие элементы в пучке размещены по
треугольной разбивке с шагом 12,75 мм. Внутри оболочки из
сплава Э-110 помешены таблетки топлива диаметром 7,6 мм
из обогащенной двуокиси урана.
Дистанционирование твэлов производится «сотовыми» ре-
шетками, закрепленными на центральной трубе.
Головка ТВС имеет в своей верхней части плиту, в которой
крепятся 12 НК и 1 канал для датчика контроля энерговыделе-
ний. В плите выполнены трапецеидальные окна, через которые
теплоноситель выходит из ТВС. Плита имеет 6 стояков для рас-
положения подпружиненных штырей. В верхней части головка
247
Глава седьмая
имеет цилиндрическую втулку, в которой размещается «пла-
вающая шайба», предназначенная для дистанционной пере-
грузки или замены пучка ПЭЛ или СВП. Внутри «плавающей
шайбы» размещена траверса с головкой для возможности сцеп-
ления ПС СУЗ со штангой привода. Головка, хвостовик, опор-
ная решетка и дистанционируюшие решетки выполнены из
стали 08Х18Н10Т.
Результаты расчетов подтвердили обеспечение всех критери-
ев надежности охлаждения твэлов как в режимах работы на всех
четырех петлях, так и в режимах работы РУ на трех и двух пет-
лях. Мощность (расчетная), снимаемая естественной циркуля-
цией теплоносителя при проектных давлениях в первом и во
втором контурах, составляет 10%, 7,5%, 5% и 3% при работе на
четырех, трех, двух и одной петлях соответственно.
В расчетах РУ В-187 для переходных и аварийных режимов
рассмотрены наиболее опасные (с точки зрения охлаждения
активной зоны) аварии:
• обесточивание всех ГЦН на номинальной мощности;
• аварии с потерей расхода теплоносителя при обесточивании
одного, двух, трех ГЦН и заклинивании одного ГЦН;
• режимы, связанные с рассогласованием нагрузки турбогене-
раторов и мощности реактора.
Результаты расчетов показывают, что при авариях с потерей
расхода теплоносителя через активную зону обеспечивается
надежное охлаждение активной зоны при всех рассмотренных
режимах, а при заклинивании одного ГЦН температура оболочки
твэла не превышает температуру плавления материала оболочки.
В режимах, связанных с рассогласованием нагрузки турбоге-
нератора и мощности реактора, происходящем из-за закрытия
стопорных клапанов турбогенераторов и скачкообразного изме-
нения нагрузки блока, давление в первом и втором контурах
не превышает давления срабатывания предохранительных кла-
панов компенсатора давления и парогенераторов, при этом обес-
печивается надежное охлаждение активной зоны.
Проведены также расчеты аварий с разуплотнением первого
контура, включая мгновенный разрыв главного циркуляци-
онного трубопровода Ду 850. Результаты расчетов показывают,
что максимальная температура оболочки твэлов при аварии
248
Активная зона реактора ВВЭР-1000
не превышает температуру плавления оболочки твэлов, а мак-
симальная температура топлива не превышает температуру его
плавления.
Исследование нейтронно-физических характеристик активной
зоны реактора В-187 проводилось на этапах физического пуска
и освоения мощности. В результате испытаний установлено, что:
• эффективность аварийной защиты без учета наиболее эффек-
тивного ОР СУЗ превышает проектную величину;
• интегральные и дифференциальные эффективности отдель-
ных групп ОР СУЗ соответствуют проекту;
• значения мощностного и температурного коэффициентов
реактивности соответствуют расчетным данным;
• коэффициенты неравномерности в активной зоне при про-
ектных условиях эксплуатации реактора не превышают
проектные значения;
• пусковая концентрация борной кислоты, а также изменение
концентрации в процессе достигнутого выгорания, отравле-
ния и разотравления соответствуют проекту.
В ходе испытаний были выявлены следующие особенности:
• возникновение связанного с ксенонным переходным процес-
сом периодического перераспределения энерговыделений
в объеме активной зоны преимущественно в осевом направ-
лении в результате изменения мощности реактора; затухание
указанных колебаний энерго выделений в начале цикла выго-
рания и их расходимость по мере выгорания;
• наличие положительной обратной связи между изменением
температуры теплоносителя и изменением реактивности
в начале кампании.
Положительные коэффициенты реактивности по температуре
в начале кампании необходимо было учитывать в анализах
безопасности.
В процессе физического пуска и при освоении мощности
отмечались следующие отступления от проекта:
• несимметричное распределение потока нейтронов по объему
активной зоны при извлеченных органах регулирования из-за
различия в размножающих свойствах однотипных (по обога-
щению) кассет;
249
Глава седьмая
• несимметричное распределение энерговыделений в активной
зоне при освоении промежуточных уровней мощности из-за
застревания отдельных органов СУЗ. На основе проведенного
расчетно-экспериментального исследования были разработа-
ны и включены в эксплуатационную инструкцию дополни-
тельные требования, устанавливающие границы безопасной
эксплуатации реактора в условиях застревания кластеров.
В период энергетического пуска и освоения мощности были по-
лучены следующие результаты:
• не обнаружено влияние комбинаций работающих и нерабо-
тающих петель на температурное поле на выходе из кассет,
а следовательно, распределение расходов по кассетам близко
к равномерному (неравномерность 5%);
• мощность, снимаемая естественной циркуляцией, составляла
7% от номинальной при расчетной величине 10%. Отличие
мощности от расчетного (проектного) значения было обус-
ловлено достижением предельных температур на выходе из
кассет из-за повышенных коэффициентов неравномерностей
энерговыделений при низком уровне мощности;
• установлено, что в режимах обесточивания и перерыва элект-
ропитания ГЦН выбег ГЦН за 3 с сокращается с увеличе-
нием нагрузки секции электропитания.
В связи с обнаруженным эффектом время задержки на сраба-
тывание аварийной зашиты при обесточивании ГЦН было
уменьшено до 1,4 с вместо 3 с по проекту.
7.3
ТЕПЛОВЫДЕЛЯЮЩИЕ СБОРКИ СЕРИЙНОГО РЕАКТОРА
Требования технического задания на серийный реактор ВВЭР-ЮОО,
относящиеся непосредственно к конструкции активной зоны:
• максимально использовать основные технические решения
аналогичного оборудования 5-го блока НВАЭС;
250
Активная зона реактора ВВЭР-1000
• уменьшить число органов регулирования (ПС СУЗ и приво-
дов СУЗ);
• применить трехгодичную кампанию топлива;
• разработать бесчехловую кассету.
Эти требования были реализованы в техническом проекте реак-
тора В-320, утвержденном со следующими характеристиками
активной зоны: • тепловая мощность, МВт • давление в первом контуре, МПа • расход теплоносителя в реакторе, м3/ч • температура на выходе из реактора, °C • эквивалентный диаметр активной зоны, м • количество ТВС, шт. • шаг ТВС, м • загрузка по двуокиси урана, т • обогащение топлива, % • средняя тепловая мощность на единицу объема активной зоны, кВт/л • число ПС СУЗ, шт. 3000; 15,7; 84 800; 320; 3,16; 163; 0,236; 80; 4,4; НО; 61.
Основные конструктивные отличия серийной ТВС от кассеты
реактора В-187:
• в кассете реактора В-187 имеется наружный шестигранный
чехол, являющийся защитным кожухом для пучка твэлов
и воспринимающий нагрузку от сжатых пружин. В серийной
ТВС нагрузку от сжатых пружин воспринимает каркас из
18 направляющих каналов, продольная устойчивость кото-
рого меньше, чем наружного шестигранного чехла. Опыт
эксплуатации показал, что направляющие каналы серийной
ТВС могут со временем прогибаться, и кривизна направляю-
щих каналов может явиться причиной увеличения усилия
перемещения ОР СУЗ, а в отдельных случаях — причиной за-
стревания в промежуточном положении сброшенного ПС СУЗ;
• в головке кассеты реактора В-187 установлено 6 пружин по
углам шестигранника, а в головке серийной ТВС установ-
лено 15 пружин в центральной части шестигранника, причем
эти пружины размещены концентрично с направляющими
251
Глава седьмая
каналами. Это позволило разместить в серийной ТВС
18 направляющих каналов (вместо 12 в ТВС реактора В-187).
Применение серийной ТВС позволяет уменьшить количество
ПС СУЗ и приводов СУЗ со 109 до 61.
Конструкция тепловыделяющей сборки реактора В-320 пред-
ставлена на рис. 7.5.
Активная зона серийного реактора формируется из 163 бесчех-
ловых ТВС, установленных на опоры днища шахты. ТВС состоит
из пружинной головки, пучка твэлов и хвостовика.
Пучок твэлов содержит 312 твэлов, 18 направляющих кана-
лов и 15 дистанционируюших решеток. Усилия от пружин
воспринимаются направляющими каналами, закрепленными в
головке и в опорной решетке. Нижние концы твэлов закреп-
лены в опорной решетке. Твэлы удерживаются от поперечных
перемещений, но могут относительно свободно перемещаться
вверх в ячейках дистанционирующих решеток.
Твэл состоит из оболочки, заглушек, таблеток спеченного
UO2 и фиксатора, удерживающего топливный столб от смеше-
ния при транспортно-технологических операциях. Материал
оболочки и заглушек — сплав Э-110. Для сохранения устойчивос-
ти оболочки в процессе эксплуатации внутренний объем твэла
заполняется гелием под давлением. Для снижения давления
газообразных продуктов деления внутри оболочки, в верхней
части твэла организован компенсационный объем. Верхняя
заглушка твэла выполнена с кольцевой проточкой для возмож-
ности извлечения твэла. Нижняя заглушка устанавливается
в опорную решетку и крепится шплинтовкой.
Дистаниионирование твэлов осуществляется в 15 решетках,
представляющих собой набор ячеек, приваренных друг к другу
и заключенных в обод. На месте центральной ячейки установ-
лена втулка для крепления ДР к центральной трубе. Ячейка
решетки обеспечивает посадку твэла с небольшим натягом. Обод
ДР удерживает массив ячеек в шестигранном сечении. Мате-
риал ДР — нержавеющая сталь.
Направляющий канал состоит из нержавеющей трубы диамет-
ром 12,6 х 0,8 мм и наконечника, который приваривается к опор-
ной решетке. Верхний конец НК приваривается к головке ТВС.
252
Активная зона реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 7.5. Тепловыделяющая сборка
реактора В-320
1 — головка; 2 — канал направляющий;
3 — труба центральная; 4 — элемент
тепловыделяющий; 5— решетка дистан-
ционирующая; 6 — решетка нижняя;
7 — хвостовик
I 1-1
253
Глава седьмая
Материал НК — нержавеющая сталь. Направляющие каналы
ТВС и направляющие каналы БЗТ совмещаются в плане для
обеспечения свободного перемещения ПС СУЗ в них в режиме
регулирования и падения ПС СУЗ из любого положения по
высоте за время не более 4 с в режиме аварийного сброса. На-
правляющие каналы защищают ПС СУЗ от воздействия потока
теплоносителя на всей их длине. При наличии перепада давле-
ния на активной зоне в направляющих каналах ТВС проходит
теплоноситель, охлаждающий стержни ПС СУЗ и СВП. Тепло-
носитель поступает в НК через отверстия в наконечнике и под-
нимается вверх по зазору между стенкой НК и оболочкой ПЭЛ.
Центральная труба диаметром 11,2x9,5 мм служит для креп-
ления ДР и размещения датчика ВРК. Крепление решеток к ЦТ
осуществляется путем вдавливания центральной втулки ДР в
углубления, выполненные на ЦТ. Материал центральной тру-
бы — сплав Э-110.
Опорная решетка крепится к хвостовику ТВС шестью угол-
ками и подкреплена в хвостовике ребрами. В опору днища
шахты ТВС устанавливается цилиндрическим хвостовиком, опи-
раясь при этом шаровой поверхностью на конусную проточку
опоры. Для ориентации ТВС в плане на хвостовике имеется
фиксирующий штырь диаметром 21 мм.
Неподвижная часть головки ТВС приваривается к НК и
соединяется с подвижной частью головки тремя винтами. Меж-
ду неподвижной и подвижной частями головки установлено
15 пружин. Центральная пружина частично демпфирует паде-
ние ПС СУЗ. Величина минимального усилия пружин выбрана
из условия удержания ТВС от всплытия. Максимальное усилие
пружин выбрано из условия сохранения устойчивости ТВС.
Величина рабочего хода пружин в головке ТВС выбрана с уче-
том обеспечения компенсации размерных допусков и разности
температурных расширений ТВС и ВКУ. Номинальный ход пру-
жин при установке БЗТ и уплотнении крышки реактора состав-
ляет 12 мм. Для транспортировки ТВС и для исключения угло-
вого рассогласования между направляющими каналами ТВС и
направляющими каналами БЗТ на головке ТВС имеются две
шпонки (ребра).
254
Активная зона реактора ВВЭР-ЮОО
7.4
УСОВЕРШЕНСТВОВАННЫЕ
ТЕПЛОВЫДЕЛЯЮЩИЕ СБОРКИ
Для реакторов В-302, В-338 и В-320 первоначально был разра-
ботан проект серийной ТВС. Такие ТВС загружались в действу-
ющие реакторы и по мере выработки своего ресурса заменялись
«свежими» серийными ТВС. В дальнейшем планируется при
очередных топливных перегрузках заменять отработавшие се-
рийные ТВС «свежими» усовершенствованными ТВС. УТВС
разработана как альтернативная модификация серийной ТВС и
предназначена для планового перевода всех топливных загрузок
действующих реакторов на кассеты этой модификации. Для
вновь созданных реакторов В-412, В-446, В-428 усовершенст-
вованная ТВС рассматривается как исходная модификация для
комплектования первых топливных загрузок.
Основные конструктивные отличия УТВС от серийной ТВС:
• в серийной ТВС применены ДР и НК, изготовленные из стали
08Х18Н10Т, а в УТВС — из циркониевого сплава;
• в головке серийной ТВС установлено 15 пружин, выполнен-
ных из стали 12Х18Н10Т. Эти пружины сжимаются на вели-
чину 12 мм. В головке УТВС установлено 19 пружин из спла-
ва ХН77ТЮР. Эти пружины менее жесткие, чем пружины
серийной ТВС. Они сжимаются на величину 22 мм, что обес-
печивает прижатие УТВС к опоре с проектным усилием,
несмотря на большую разность температурного удлинения
циркониевых НК и стальных ВКУ;
• головка серийной ТВС имеет неразъемное соединение с пуч-
ком твэлов. Головка УТВС имеет разъемное соединение с
пучком твэлов, что позволяет, в принципе, производить
замену твэлов в пучке. Верхняя заглушка твэла выполнена
в виде «грибка» для возможности извлечения твэла специ-
альным захватом. Заглушка нижняя имеет наконечник с дву-
мя лепестками, которые входят в отверстие нижней решетки
и отгибаются с нижней стороны решетки;
255
Глава седьмая
• цилиндрическая часть хвостовика УТВС на 10 мм короче
цилиндрической части хвостовика ТВС. При сохранении
одинаковой длины ТВС и УТВС торец головки УТВС разме-
щен в реакторе на 10 мм выше торца головки ТВС, поэтому
пружинный блок УТВС сжимается на 10 мм больше.
УТВС выполнена полностью взаимозаменяемой с ТВС. Основ-
ные технические характеристики УТВС представлены в табл. 7.1.
Таблица 7.7. Основные технические характеристики УТВС
Параметр Значение
Максимально допустимая мощность кассеты, МВт 27
Расход теплоносителя через одну кассету, м3/ч, номинальный 515
Размер по граням ДР, м, максимальный 0,2351
Высота кассеты, м, номинальная 4,57
Состав топлива Таблетки UO2
Высота топливного столба, м, в холодном состоянии 3,53
Масса топлива в кассете, кг ~490,0
Масса кассеты, кг -720,0
Количество твэлов, шт. 311
Шаг между твэлами, м 12,75- 10“3
Количество ДР, шт. 15
Количество НК, шт. 18 - под ПС СУЗ,
Материал ДР и НК 1— под датчик ВРК. 1 — центральный Сплав
Внутренний диаметр НК, м (Zr+ 1% Nb) 11,0- IO'3
Наружный диаметр оболочки, м. номинальный 9,1 103
Максимальная линейная мощность твэла, Вт/см 448
Максимальная расчетная глубина выгорания, МВт сут./кг U 50
256
Активная зона реактора ВВЭР-1000
Конструкция УТВС представлена на рис. 7.6. УТВС содер-
жит пружинную головку, пучок твэлов и хвостовик. Конструк-
ция головки УТВС, имеющая существенные отличия от головки
серийной ТВС, представлена на рис. 7.7.
При загрузке УТВС в реактор производится расстановка их
на координатах активной зоны и однозначное ориентирование
по осям реактора (эти оси совмещены с главными осями реак-
торного зала), так как нижний фиксатор хвостовика УТВС
входит в паз опоры. Хвостовик УТВС опирается сферической
поверхностью на конусную поверхность опоры.
При установке БЗТ в реактор совмещаются центры головок
УТВС с центрами отверстий в плите БЗТ, которые совпадают
с координатами активной зоны. Сопряжение головки УТВС с
плитой БЗТ производится за счет посадки цилиндрической части
головки в отверстие плиты БЗТ. Однозначное ориентирование в
плане головок УТВС по осям реактора происходит после того,
как фиксаторы на головках УТВС войдут в пазы плиты БЗТ. На
рис. 7.8—7.10 показано это сопряжение для различных ситуаций:
• в регулируемой УТВС установлен ПС СУЗ (рис. 7.8);
• в нерегулируемой УТВС установлен пучок СВП (рис. 7.9);
• в регулируемой УТВС установлен пучок СВП (рис. 7.10).
Коническая часть головки УТВС имеет вырезы для выхода на-
гретого теплоносителя из пучка твэлов. Конусный участок
головки защищает верхние концы твэлов от повреждения при
перегрузке топлива. Направляющая труба, в которую устанав-
ливается датчик ВРК, имеет верхний конец с расширением.
Труба перфорирована, чтобы датчик замера температуры омы-
вался потоком теплоносителя.
Пружины винтовые цилиндрические в головке представляют
собой в совокупности пружинный блок, который создает уси-
лие, необходимое для прижатия УТВС к опоре. Это усилие
задается при проектировании с учетом необходимости компен-
сации радиационного удлинения НК, проектных допусков на
размеры УТВС и канала, образуемого ВКУ под установку УТВС,
а также компенсации разности температурного удлинения УТВС
и ВКУ. Усилие пружинного блока выбирается достаточным для
удержания УТВС от всплытия под действием перепала давления
257
Глава седьмая
Рис. 7.6. УТВС
1 — головка; 2 — направляющий
канал; 3 — труба центральная;
4 — твэл; 5 — решетка дистанцио-
нирующая; 6 — решетка нижняя;
7— хвостовик; 8 — направляющий
канал под установку датчика ВРК
258
Активная зона реактора ВВЭР-1000
Рис. 7.7. Головка УТВС
/ — ребро; 2 — обечайка верхняя; 3 — гайка; 4 — направляющий канал под
установку датчика ВРК; 5 — втулка; 6—плита опорная; 7—пружина;
8 — втулка; 9 — цанга; 10 — шпилька; // — труба; 12 — втулка; 13 — обечайка
нижняя; 14 — втулка; 15 — втулка
259
Глава седьмая
260
Активная зона реактора ВВЭР-1000
Рис 7 9. Узел стыковки нерегулируемой УТВС, пучка СВП и плиты БЗТ
/ — головка УТВС; 2 — пучок СВП; 3 — датчик ВРК; 4 — нижняя плита БЗТ
261
Глава седьмая
на активной зоне и от вибрации при гидродинамическом воз-
действии потока теплоносителя. Пружинный блок существенно
снижает перегрузку, которая возникает при падении ПС СУЗ со
штангой привода на головку УТВС.
Пучок твэлов объединяет 311 твэлов, 18 направляющих
каналов, 15 дистанционируюших решеток, центральную трубу
Рис. 7.10. Узел стыковки регулируемой УТВС, пучка СВП и плиты БЗТ
/ — головка УТВС; 2 — пучок СВП; 3 — нижняя плита БЗТ
262
Активная зона реактора ВВЭР-ЮОО
и опорную решетку. Конструкции твэла, направляющих кана-
лов, дистанционирующих решеток, центральной трубы и опор-
ной решетки УТВС аналогичны конструкциям соответствующих
элементов серийной ТВС.
Дистанционирующая решетка сотового типа состоит из 311 яче-
ек, заключенных в обод. Ячейки между собой и периферийные
ячейки с ободом соединены точечной сваркой. Ячейки решетки
штампуются из тонкостенной трубы толщиной 0,25 мм и имеют
шестигранную форму с пуклевками, которые обеспечивают ус-
тановку твэла в ячейке без люфта. Обод придает шестигранную
форму и дополнительную жесткость дистанционирующей ре-
шетке. Он изготавливается из листа толщиной 0,8 мм.
Для исключения «сползания» дистанционирующих решеток
вдоль пучка по обе стороны дистанционирующих решеток на
центральной трубе установлены упоры в виде втулок.
Направляющий канал имеет кольцевую втулку для соеди-
нения с головкой и наконечник для закрепления в опорной
решетке. С целью обеспечения охлаждение ПЭЛ в наконечнике
НК выполнены отверстия.
Труба под датчик ВРК имеет перфорацию для возможности
представительного измерения температуры теплоносителя на
различных уровнях активной зоны.
Опорная решетка имеет отверстия под установку твэлов и
направляющих каналов, а также сквозные пазы для протока теп-
лоносителя. Она воспринимает нагрузки от пучка твэлов. Ребра,
приваренные к хвостовику, образуют промежуточные опоры для
решетки. Хвостовик и опорная решетка жестко соединены по
граням пластинами. Хвостовик устанавливается в цилиндричес-
кую проточку опоры и опирается сферической частью на кони-
ческую проточку опоры. Фиксатор хвостовика входит в паз
опоры, ориентированный в плане по оси бассейна перегрузки,
а цилиндрическая часть хвостовика удерживает кассету в верти-
кальном положении.
Из расчетного обоснования активной зоны следует, что
в проектных авариях максимальный проектный предел повреж-
дения твэлов не достигается:
• максимальное значение температуры оболочки твэла в процес-
се аварии не превышает 1065 °C при проектном пределе 1200 °C;
263
Глава седьмая
• локальная глубина окисления оболочек твэлов в рассмотрен-
ный период аварии не превышает 1,8% первоначальной их
толщины при проектном пределе 18%;
• доля прореагировавшего циркония не более 0,4% его массы
в оболочках твэлов при проектном пределе 1%;
• изменения реактивности не приводят к превышению ра-
диально-усредненной энтальпии топлива выше 830 Дж/г в
любом сечении по оси топливного стержня.
Расчеты и эксперименты показывают, что время падения
ОР СУЗ обеспечивается в пределах 4 с во всех рассмотренных
режимах НУЭ, ННУЭ и проектных авариях.
Результатами расчетно-экспериментального обоснования и
исследования состояния кассет после их эксплуатации подтверж-
дена прочность и отсутствие значительных деформаций во всех
проектных режимах НУЭ и ННУЭ. Показано, что в процессе
прохождения проектных аварий остаточная деформация элемен-
тов конструкции кассеты не препятствует проектному вводу ОР
СУЗ по сигналу АЗ и обеспечивается разборка активной зоны.
Расчетами, экспериментальными исследованиями и опытом
эксплуатации на АЭС подтверждена работоспособность твэлов,
прочность ПС СУЗ и выполнение проектного критерия по вре-
мени падения ПС СУЗ для ТВС всех модификаций, применен-
ных на действующих АЭС.
7.5
ТЕПЛОВЫДЕЛЯЮЩИЕ СБОРКИ С ПОВЫШЕННОЙ
УСТОЙЧИВОСТЬЮ К ФОРМОИЗМЕНЕНИЮ
Промышленная эксплуатация УТВС на АЭС показала, что для
ограничения прогиба кассет требуется более плотная установка
комплекта УТВС в активной зоне за счет уменьшения зазора
между дистанционируюшими решетками.
При переходе на более высокие выгорания (до 55 МВт • сут./кг U
264
Активная зона реактора ВВЭР-1000
и выше) требуется повышение устойчивости к формоизмене-
нию конструкции кассеты. Таким требованиям удовлетворяют
разработанные в ОКБ машиностроения ТВСА и в ОКБ «Гидро-
пресс» ТВС-2.
Прототипом ТВС-2 является УТВС с циркониевыми ДР
и НК. При разработке ТВСА и ТВС-2 главное внимание было
направлено на увеличение устойчивости конструкции кассеты
к формоизменению.
С этой целью в проекте ТВСА заложены следующие техничес-
кие решения:
• введен каркас из циркониевого сплава, жесткость которого
достаточна для обеспечения продольной устойчивости пучка
даже в случае исключения подкрепления со стороны твэлов;
• использованы элементы пучка твэлов только из конструкци-
онных материалов одного класса (из циркониевых сплавов),
что исключает возникновение дополнительных внутренних уси-
лий за счет разницы коэффициентов линейного расширения;
• применена конструкция ДР, обеспечивающая возможность
«проскальзывания» твэла в ячейке ДР с меньшим усилием,
чем это имеет место в ТВС;
• применена конструкция закрепления НК в головке ТВС с воз-
можностью независимого терморадиационного расширения.
Конструкция ТВСА имеет каркас из уголков, соединенных с ДР.
Габаритные и присоединительные размеры ТВСА выбраны из
условия возможности размещения ее в ВВЭР-1 000 взамен ТВС
или УТВС. Конструкция ТВСА представлена на рис. 7.11.
ТВСА состоит из головки, каркаса, пучка твэлов и хвостови-
ка. Каркас создает устойчивость и прочность конструкции ТВСА
независимо от степени защемления твэла в ячейке ДР. Каркас
образуется пятнадцатью ДР и шестью уголками, к которым ДР
приварены. Уголки каркаса крепятся к хвостовику ТВСА винта-
ми, а все каналы крепятся резьбовыми соединениями к нижней
решетке, которая приваривается к хвостовику. Подкрепление
нижней опорной решетки в хвостовике производится тремя реб-
рами. Осевые усилия на хвостовик передаются через 18 НК.
Каркас воспринимает усилия и изгибающие моменты, передаю-
щиеся на ДР от твэлов (твэгов) и от Н К.
265
Глава седьмая
Рис. 7.11. Тепловыделяющая
сборка ТВСА
1 — головка; 2 — направля-
ющий канал; 3 — уголЬк;
4 — дистанционирующая ре-
шетка; 5 — хвостовик
266
Активная зона реактора ВВЭР-10ОО
Пучок твэлов содержит твэлы и твэги диаметром 9,1 мм, рас-
положенные в углах правильной треугольной сетки с шагом
12,75 мм. Дистанционирование твэлов и твэгов осуществляется
пятнадцатью ДР, идентичными серийным ТВС, но с уменьшен-
ным натягом в системе «ячейка ДР—твэл».
Для уменьшения прогиба каждая ДР (кроме верхней) в мес-
тах проходок НК подкреплена втулками, приваренными к НК.
Закрепление нижнего конца твэла производится путем отгиба
цанги в заглушке твэла.
Хвостовик ТВСА выполнен аналогично хвостовику УТВС.
Головка ТВСА крепится к направляющим каналам Цирко-
ниевая труба НК вверху переходит в стальную втулку Нижний
конец втулки входит в верхнюю ДР. В те ячейки верхней ДР,
куда входят стальные втулки, вварены кольца из циркониевого
сплава, что повышает изгибную жесткость НК в наиболее уяз-
вимом месте — между верхней ДР и головкой ТВСА
Соединение трубы НК с втулкой произведено посредством
стальной проволоки диаметром 0,5 мм, навитой на циркониевую
трубу, с последующей обжимкой втулки ротационным способом
на оправке.
Головка ТВСА содержит блок из 19 пружин, из них 18 пру-
жин через НК прижимают ТВСА к опоре, удерживая ТВСА
от всплытия. Центральная пружина и 15 прижимных пружин
участвуют в демпфировании ПС СУЗ при аварийном сбросе.
Конструкция головки ТВСА позволяет компенсировать раз-
ницу радиационного удлинения отдельных направляющих ка-
налов, а также распределять осевую нагрузку на все 18 направ-
ляющих каналов при транспортировании ТВСА в вертикальном
положении.
Для транспортировки ТВСА и углового согласования направ-
ляющих каналов ТВСА и БЗТ на головке ТВСА имеются две
шпонки.
Направляющие каналы проходят через ячейки ДР с зазором
около 0,3 мм на диаметр и крепятся к нижней опорной плите
болтами. НК передают осевые усилия от прижимных пружин на
нижнюю перфорированную плиту, а возникающие при этом
изгибающие моменты от НК через ДР передают на уголки.
267
Глава седьмая
При разработке ТВС-2 решались следующие задачи:
• повышение устойчивости ТВС-2 к формоизменению с воз-
можностью повышения максимального значения выгораний
до 55 МВт • сут./кг U;
• разработка твэлов и твэгов для топливного цикла, отвечаю-
щего современным требованиям;
• обеспечение эксплуатационной совместимости ТВС-2 с други-
ми модификациями ТВС в переходных топливных загрузках;
• повышение разборности и ремонтопригодности кассеты в
условиях производства и на АЭС.
Основные изменения, введенные в конструкцию ТВС-2 по сравне-
нию с УТВС:
• образован жесткий пространственный каркас (ДР приварены
к НК), который обеспечивает достаточную устойчивость ТВС-2
при увеличении зазоров между твэлами и ячейками ДР в про-
цессе эксплуатации;
• повышена изгибная жесткость ДР (увеличены до 30 мм высо-
та и до 0,3 мм толщина стенки ячеек), изменена геометрия
ячеек ДР для облегчения проскальзывания твэлов в ячейках;
• усилено закрепление опорной решетки к хвостовику;
• введена направляющая обечайка в головке для повышения
общей устойчивости ТВС-2 и уменьшения перекоса головки;
• снижена продольная нагрузка на кассету от пружинного блока
головки;
• размер обода ДР «под ключ» приближен к верхнему проект-
ному пределу для уменьшения свободы прогиба ТВС-2 и за-
зоров между кассетами в процессе эксплуатации;
• отбортовка обода ДР выполнена по всему периметру для ис-
ключения зацепления ДР за соседние ТВС-2 и элементы ТТО
при перегрузке ТВС-2.
Конструкция ТВС-2 приведена на рис. 7.12. ТВС-2 состоит из
каркаса, пучка твэлов и твэгов, головки, хвостовика.
Каркас ТВС-2 собран из 18 направляющих каналов под
ПС СУЗ или СВП, приваренных к ним 15 дистанционирующих
решеток, центральной трубы, направляющего канала под дат-
чик ВРК и опорной решетки. Направляющие каналы, централь-
ная труба и ДР по конструкции аналогичны УТВС.
268
Активная зона реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 7.12. Тепловыделяющая сборка
ТВС-2
/ — головка; 2 — дистанционируюшая
решетка; 3 — хвостовик
269
Глава седьмая
ДР закреплены в каркасе посредством приварки ячеек к
трубам НК. К каждой ДР направляющий канал прикрепляется
12 сварными точками. Жестко «связанные» ДР и НК образуют
каркас — пространственную ферму, которая имеет значительно
большее сопротивление изгибу по сравнению с «единичными»
направляющими каналами УТВС, в которой такие связи отсут-
ствуют. Для ТВС-2 проведены специальные ресурсные испыта-
ния, включая испытания с пульсатором давления. Для усиления
жесткости толщина опорной решетки увеличена до 18 мм.
Конструкция твэлов ТВС-2 аналогична твэлам УТВС.
Головка ТВС-2 состоит из верхней обечайки, опорной плиты,
пружинного блока, нижней обечайки, цанг и элементов, связы-
вающих детали головки в единую конструкцию. Для повышения
поперечной жесткости головки введена направляющая обечайка.
Верхняя обечайка имеет плиту и два ребра для ориентации
ТВС в плане и для транспортирования ТВС-2. Плита верхней
обечайки служит упором для опорной плиты и трех пружин,
проходящих через отверстия в опорной плите. В плиту вварены
3 втулки, которые служат направляющими для верхней обечай-
ки при ее перемещениях при поджатии головки ТВС-2 плитой
БЗТ. Опорная плита воспринимает нагрузку при падении ПС
СУЗ и передает эту нагрузку на 16 пружин.
Нижняя обечайка представляет собой усеченный конус с пе-
реходом на шестигранную решетку, через которую поток тепло-
носителя выходит из пучка твэлов.
Цанги головки имеют внешние бурты и внутренние уступы.
На внешние бурты через опорные втулки передаются усилия
18 пружин, а через внутренние уступы эти усилия передаются
на 18 направляющих каналов. Цанги обеспечивают возможность
отсоединения головки от НК. Конструкция соединения голов-
ки с НК аналогична УТВС. Работоспособность головки с таким
соединением подтверждена испытаниями опытной кассеты,
отработавшей 5 календарных лет на 1-м блоке Балаковской АЭС.
При сжатии пружин создается усилие для удержания ТВС-2
от всплытия. Номинальный ход пружин при установке ТВС-2
в реактор равен 22,0 мм. Материал пружин — сплав ХН77ТЮР,
диаметр пружинной проволоки — 5,1 мм. По сравнению с УТВС
жесткость пружинного блока снижена.
270
Активная зона реактора ВВЭР-10ОО
Таблица 1.2. Основные отличия тепловыделяющих сборок ВВЭР-ЮОО
Показатель Кассета головная Серийная (ТВС) Усовер- шенство- ванная (УТВС) ТВСА ТВС-2
Год внедрения 1980 1983 1995 Проект
Характерный конструктивный признак ТВС с чехлом, чехол нагружен усилием пружин ТВС без чехла, НК нагружены усилиями пружин
НК при- варены к головке НК соеди- нены с головкой через цанги ДР при- варены к уголкам ДР при- варены к НК
Количество ТВС, шт. 151 163
Жесткость пру- жинного блока, Н/мм 288 1200 400 336,5 336,5
Усилие пружин- ного блока, Н, рабочее 16 300 19 200 12 960 12 380 12 380
Полное сжатие пружин, мм 57 16,1 34,4
Предварительное сжатие пружин, мм 20 4,1 12,4
Рабочий ход пружин, мм 37 12 22
Количество пружин в головке, шт. 6 15 19
Элемент, переда- ющий усилие от головки на хвостовик Чехол НК НК НК, ДР с уголками НК с ДР
271
Глава седьмая
Таблица 7.2 (окончание)
Показатель Кассета головная Серийная (ТВС) — Усовер- шенство- ванная (УТВС) ТВСА ТВС-2
Материал ДР и НК Сталь Zr+ 1% Nb
Длительность кампании, лет 2...3 2...3 4 4 4
Средняя глуби- на выгорания, МВт сут./кг U 27...43 43 50
Съемная головка ТВС-2, крепление твэлов (твэгов) в нижней
решетке с возможностью извлечения негерметичных твэлов,
обеспечивают ремонтопригодность ТВС-2 в условиях АЭС.
Хвостовик ТВС-2 по конструкции аналогичен хвостовику
УТВС. Соединение хвостовика ТВС-2 с опорной решеткой
выполнено шестью уголками.
Основные отличия тепловыделяющих сборок ВВЭР-1000 раз-
личных модификаций (вновь разработанных и находящихся в
эксплуатации) представлены в табл. 7.2.
7.6
ПОГЛОЩАЮЩИЕ СТЕРЖНИ
СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ И ЗАЩИТЫ
ПС СУЗ предназначены для быстрого прекращения ядерной
реакции, поддержания мощности реактора на заданном уровне,
перехода с одного уровня мощности на другой, выравнивания
поля энерговыделений по высоте активной зоны, предупрежде-
ния и подавления ксеноновых колебаний.
272
Активная зона реактора ВВЭР-1000
Полная эффективность системы регулирующих стержней
определяется, исходя из необходимости учета следующих эф-
фектов реактивности:
• выделение реактивности при уменьшении температуры топ-
лива, при уменьшении температуры теплоносителя, при из-
менении относительного распределение нейтронного потока
в объеме активной зоны;
• выделение реактивности из-за пустотного эффекта;
• оперативный запас на регулирование:
• застревание одного наиболее эффективного ПС СУЗ в край-
нем верхнем положении, а также погрешность расчета эф-
фективности ПС СУЗ;
• начальная подкритичность после останова реактора представ-
ляет минимальную разницу между располагаемой эффектив-
ностью аварийной защиты и полным мощностным эффек-
том реактивности;
• часть полного запаса реактивности активной зоны использу-
ется для компенсации выгорания топлива и компенсации
равновесного отравления ксеноном и самарием.
Сборка ПС СУЗ, устанавливаемая в ТВС реактора В-187, содер-
жит 12 поглощающих стержней. Каждый стержень крепится на
индивидуальной пружинной подвеске. Поглощающий стержень
представляет собой тонкостенную трубу диаметром 8,2 мм, за-
глушенную концевыми деталями. Трубка и концевые детали вы-
полнены из нержавеющей стали. В ТВС могут быть установлены
ПЭЛ двух типов: с заполнением В4С на полную высоту и с за-
полнением на половину высоты. Высота столба поглощающего ма-
териала — 3740 мм. Скорость перемещения регулирующих стерж-
ней в номинальном режиме — 5 см/с. При аварийной ситуации
время опускания регулирующих стержней из крайнего верхнего
положения до крайнего нижнего положения не превышает 4 с.
Конструкция ПС СУЗ серийной ТВС представлена на
рис. 7.13. Сборка ПС СУЗ состоит из 18 поглощающих элемен-
тов, захватной головки, пружин индивидуальной подвески ПЭЛ.
Головка ПС СУЗ представляет собой втулку с консольными
ребрами, в которых выполнены отверстия для подвески ПЭЛ.
Соединение ПЭЛ с захватной головкой ПС СУЗ осуществляет-
ся путем индивидуальной подвески верхнего конца каждого
273
Глава седьмая
Рис. 7.13. Сборка ПС СУЗ
/ — гайка; 2—головка; 3—оболочка; 4—пробка; 5—поглотитель (В4С);
6 — поглотитель (Dy2O,TiO2)
274
Активная зона реактора ВВЭР-ЮОО
Рис. 7.14. ПЭЛ
1 — наконечник; 2 — шайба; 3 —
стержень; 4 — оболочка; 5 — пробка;
6 — поглотитель (В4С); 7 — поглоти-
тель (Dy,O3TiO,); 8— конус
275
Глава седьмая
стержня ПЭЛ на пружинах, установленных сверху и снизу ребер.
Пружинная подвеска снижает перегрузки ПС СУЗ, которые
могут быть особенно значительными при падении ПС СУЗ пос-
ле срабатывания аварийной защиты. Втулка головки имеет два
выступа для зацепления со штангой привода СУЗ и отверстие
под фиксирующий штырь для исключения непроизвольного
разворота штанги относительно головки ПС СУЗ.
Конструкция поглощающего элемента сборки ПС СУЗ, уста-
навливаемой в серийную ТВС, представлена на рис. 7.14. ПЭЛ
представляет собой тонкостенную трубу диаметром 8,2 мм,
заполненную поглощающим материалом и герметизированную
концевыми деталями посредством сварки. Материал оболочки
ПЭЛ и концевых деталей — сплав ХНМ, шайб — сталь
08Х18Н10Т. В качестве поглощающего материала используются
карбид бора В4С и титанат диспрозия (Dy2O3TiO2). В компенса-
ционный объем ПЭЛ вставлен утяжелитель из стали 08Х18Н10Т
или сплава ХНМ. Фиксация столба поглощающего материала
осуществляется пробкой из никелевой сетки. Применение тита-
ната диспрозия в нижней части ПЭЛ позволило увеличить срок
службы ПС СУЗ при сохранении достаточной эффективности
аварийной защиты. Масса ПС СУЗ — 18,5 кг. Суммарный срок
службы ПС СУЗ не более 10 лет, из них срок службы в регули-
рующей группе не более трех лет.
7.7
ПУЧОК СТЕРЖНЕЙ ВЫГОРАЮЩЕГО ПОГЛОТИТЕЛЯ
Пучки СВП предназначены для выравнивания поля энерговы-
делений по радиусу активной зоны, уменьшения коэффициента
размножения в начале цикла выгорания топлива и обеспечения
работы реактора в области отрицательных коэффициентов
реактивности по температуре теплоносителя.
Пучок СВП, устанавливаемый в ТВС реактора В-187, содер-
жит 12 стержней с выгорающим поглотителем. Пучок СВП,
устанавливаемый в серийную ТВС, содержит 18 стержней.
276
Активная зона реактора ВВЭР-1000
Рис. 7.15. Пучок СВП серий-
ной ТВС
1 — гайка; 2 — головка; 3 —
фиксатор; 4 — выгорающий
поглотитель; 5 — оболочка
ДЭДР
277
Глава седьмая
Рис. 7.16. СВП
1 — наконечник; 2 — переходник;
3 — фиксатор; 4 — оболочка; 5 — вкла-
дыш; 6— переходник; 7— конус
278
Активная зона реактора ВВЭР-1000
Конструкция пучка СВП, устанавливаемого в серийную ТВС,
представлена на рис, 7.15. Пучок СВП состоит из стержней
с выгорающим поглотителем и захватной головки. Захватная
головка пучка СВП представляет собой центральную втулку
с консольными ребрами, в которых выполнены отверстия для
подвески стержней. Закрепление каждого стержня на ребре осу-
ществляется с помощью резьбового соединения. Центральная
втулка имеет гнездо для возможности транспортирования пучка
СВП.
Конструкция стержня с выгорающим поглотителем показана
на рис. 7.16. Стержень представляет собой трубу диаметром
9,1 мм, заполненную вкладышами поглощающего материала
и герметизированную концевыми деталями посредством сварки.
Внутренняя полость трубы заполнена гелием. В качестве выго-
рающего поглотителя используется композиция диборида хрома
в матрице алюминиевого сплава (СгВ2 + А1). Фиксация погло-
щающего материала в трубе осуществляется пружинной втулкой.
Пучок СВП, в отличие от ПС СУЗ, неподвижен в кассете
и поджимается к плите БЗТ пружинами кассеты, как показано
на рис. 7.9 и 7.10. Масса пучка СВП — 21 кг. Срок службы пучка
СВП — 1 год.
279
Датчики системы внутриреакторного контроля
Система внутриреакторного контроля, входящая в СКУД РУ,
обеспечивает контроль основных нейтронно-физических и тех-
нологических параметров и показателей, определяющих состо-
яние активной зоны реактора в эксплуатационных режимах.
СВРК обеспечивает формирование сигналов защиты активной
зоны и сигналов для автоматического управления полем энер-
говыделений.
В качестве входных сигналов в СВРК используются сигналы
от детекторов и преобразователей контроля параметров теплоно-
сителя и состояния оборудования первого и второго контуров,
включая контроль положения ОР СУЗ, контроль состояний
ГЦНА, арматуры и др. Детекторы системы внутриреакторного
контроля используются для контроля распределения энерговы-
делений в активной зоне, контроля температуры теплоносителя
на входе и выходе из ТВС, а также для контроля уровня тепло-
носителя в реакторе.
В соответствии с классификацией по ПНАЭ Г-01-011-97
детекторы СВРК имеют классификационное обозначение 2Н.
В соответствии с ПНАЭ Г-5-006-87 детекторы СВРК относятся
к ] категории сейсмостойкости.
В реакторе В-187 и в серийных реакторах (В-302, В-338,
В-320) распределение энерговыделений активной зоны измеря-
ют с помощью датчиков КНИ (каналов нейтронных измери-
тельных). Каждый КНИ содержит 7 родиевых детекторов пря-
мой зарядки (ДПЗ), размещенных в герметичном чехле на
разных уровнях по высоте активной зоны. Контроль температу-
ры теплоносителя в этих реакторах осуществляется с помощью
датчиков ТК (термопар). Каждая термопара датчика ТК разме-
шена в нижнем конце герметичного чехла, омываемого снаружи
280
Датчики системы внутриреакторного контроля
теплоносителем, выходящим непосредственно из той ТВС, над
которой он расположен в нижней плите БЗТ. Размещение дат-
чиков КНИ и ТК в активной зоне реактора В-187 и серийных
реакторах представлено соответственно на рис. 8.1 и 8.2.
В реакторах В-392, В-412, В-428, В-446 детекторы замера
энерговыделений и контроля температуры теплоносителя разме-
щены в одном канале — в сборке внутриреакторных детекторов
(СВРД). Кроме этих детекторов в состав СВРД входит детектор
определения уровня теплоносителя в реакторе. В активной зоне
этих реакторах установлены СВРД нескольких типов:
• КНИТТ — для контроля распределения энерговыделений
в активной зоне, температуры теплоносителя на входе и вы-
ходе из ТВС (47 шт.);
• КНИТ2Т — для контроля распределения энерговыделений в
активной зоне, температуры теплоносителя на входе и выходе
из ТВС и под крышкой (на координатах 05—20, 09—40, 13—22);
• КНИТУ — для контроля температуры теплоносителя на вы-
ходе из ТВС и под крышкой, для контроля появления уровня
теплоносителя или границы раздела фаз «жидкость—пар»
в реакторе (на координатах 02—29, 12—29, 07—36, 08-21).
Размещение СВРД различных типов в этих реакторах представ-
лено на рис. 8.3.
Контроль распределения энерговыделений осуществляется с
помощью ДПЗ, расположенных в СВРД равномерно в 7 точках
по высоте активной зоны. Контроль температуры теплоносите-
ля производится с помощью преобразователей термоэлект-
рических, расположенных в СВРД на уровне входа и выхода
активной зоны. Температура свободных концов ТП в каждом
СВРД контролируется проградуированным платиновым термо-
метром сопротивления.
Появление уровня (паровой фазы) в реакторе контролирует-
ся с помощью индикатора уровня (ИУ), который имеет элект-
ронагреватель и несколько преобразователей термоэлектричес-
ких (точек контроля ИУ, размещенных по высоте в пределах
одного КНИТУ).
Разрешающая способность ИУ относительно фиксированной
точки контроля — не более ±50 мм, инерционность ИУ —
281
Глава восьмая
не более 1 мин после прохождения уровня теплоносителя дан-
ной точки контроля, включая зону разрешения.
В состав СВРД входят:
• чехол канала измерительного;
• узел герметизации канала измерительного;
• электрический соединитель;
(о ) — ТВС с датчиком КНИ;
* ) — ТВС с датчиком ТК
Рис. 8.1. Картограмма размещения датчиков КНИ и ТК в реакторе В-187
282
Датчики системы внутриреакторного контроля
• термоэлектрические преобразователи;
• детекторы прямого заряда;
• пассивный термостат;
• индикатор уровня (для КНИТУ);
• экран;
• термометр сопротивления.
(о) — ТВС с датчиком КНИ; — ТВС с датчиком ТК
Рис. 8.2. Картограмма размещения датчиков КНИ и ТК в серийных
реакторах
283
Глава восьмая
СВРД подключается шлейфом к трассе кабельной.
Чехол канала измерительного защищает измерительные
детекторы от воздействия теплоносителя и обеспечивает разме-
щение ДПЗ, преобразователей ТП и ИУ на заданных уровнях
по высоте активной зоны.
Узел герметизации канала измерительного размещается внутри
непогружаемой части чехла. В нем герметично зафиксированы
Рис. 8.3. Картограмма размещения СВРД в реакторе В-412
284
Датчики системы внутриреакторного контроля
линии связи всех детекторов СВРД. В случае разрушения чехла
герметизация реактора не нарушается.
Полость, расположенная ниже узла герметизации, заполнена
гелием. В этой полости размещаются ДПЗ, горячие спаи ТП,
ТП ИУ и нагреватель ИУ. Во внутренней полости чехла, распо-
ложенной выше узла герметизации, расположены элементы
перехода от гермовводов ДПЗ и ТП к электрическому соедини-
телю. Электрический соединитель обеспечивает передачу сиг-
налов СВРД в линии связи системы ВРК.
ДПЗ размещаются внутри чехла на защитном экране, кото-
рый обеспечивает поглощение электронов, вылетающих из эм-
митера, и позволяет размещать ДПЗ на заданном расстоянии
друг от друга.
Принцип действия ИУ основан на изменении коэффициента
теплоотдачи от наружной поверхности чехла СВРД в зависи-
мости от фазового состояния среды, в которую он погружен.
ИУ содержит нагреватель и термопреобразователи, располо-
женные на некотором расстоянии друг от друга по высоте.
Рабочие спаи ТП имеют хороший тепловой контакт как с на-
гревателем, так и с чехлом. Температура, измеряемая ТП, зави-
сит от мощности электронагревателя и фазового состояния среды,
омывающей чехол в районе расположения ТП. В качестве «опор-
ных» ТП, не имеющих электронагревателя, в СВРД использу-
ются ТП, предназначенные для измерения температуры тепло-
носителя на выходе из ТВС и в верхней части корпуса реактора.
Возможны три случая фиксации уровня теплоносителя отно-
сительно точек контроля ИУ:
• все точки контроля ИУ находятся в теплоносителе (уровень
отсутствует). В этом случае показания всех ТЭП ИУ будут
близки к показаниям «опорного» ТП;
• теплоноситель отсутствует в местах расположения всех точек
контроля ИУ. В этом случае показания всех ТП ИУ не будут
отличаться друг от друга, но будут резко отличаться от пока-
зания «опорного» ТП, даже если «опорный» ТП расположен
тоже в паровой фазе;
• уровень теплоносителя находится между точками контроля
ИУ (имеется граница «жидкость—пар»). В этом случае пока-
зания ТП ИУ, расположенных выше и ниже уровня раздела
фаз, будут резко отличаться.
285
Блок электроразводок
Блок электроразводок предназначен для обслуживания реактора
(блока верхнего). На блоке электроразводок закреплены устрой-
ства для удержания Б В при сейсмических воздействиях и разме-
щены шлейфы электрокоммуникаций, соединяющие электри-
ческие разъемы БВ и бетонной шахты.
БЭР головного и серийных реакторов включает металлоконст-
рукцию и шлейфы электрокоммуникаций, размещенные на ме-
таллоконструкции и транспортируемые вместе с БЭР на место
хранения. Металлоконструкция БЭР состоит из верхней опор-
ной плиты, двух площадок обслуживания и стоек, соединяю-
щих верхнюю плиту с площадками обслуживания. Верхняя плита
выполнена в виде толстостенного кольца, закрепляемого на опо-
ре, приваренной к закладным деталям шахты бетонной. На этой
плите закреплены стойки, на которых подвешены обе площадки
обслуживания. Шлейфы электрокоммуникаций выполнены в
виде герметичных металлорукавов, в которых заключены тер-
мически и радиационно стойкие кабели или провода.
На БЭР реактора В-428 уазмын&тз. дополнительно кольцевой
коллектор и короба системы воздушного охлаждения приводов
СУЗ. Это выполнено с учетом особенностей компоновки систе-
мы охлаждения РУ В-428. БЭР включает металлоконструкцию и
шлейфы электрокоммуникаций, размещенные на металлокон-
струкции и транспортируемые вместе с БЭР на место хранения.
Металлоконструкция БЭР состоит из верхней опорной плиты,
двух площадок обслуживания и стоек, соединяющих верхнюю
плиту с площадками обслуживания. Верхняя плита выполнена в
виде толстостенного кольца, закрепляемого на опоре, прива-
ренной к закладным деталям шахты бетонной. На этой плите
закреплены воздуховоды системы охлаждения БВ и стойки, на
286
Блок электроразводок
Классификационные обозначения безопасности и категория
сейсмостойкости БЭР
Блок электроразводок, в том числе: Классификация по ПНАЭ Г-01-011-97 Категория по ПНАЭ Г-5-006-87
Шлейфы СУЗ и СВРД 2НУ I
Система контроля течи 2Н I
Металлоконструкция 4 III
которых подвешены обе площадки обслуживания и кольцевой
коллектор системы охлаждения БВ.
При землетрясении усилия от траверсы БВ передаются на
закладные шахты бетонной через упоры. На верхней плите и на
площадках закреплены ограждения и лестницы, необходимые
для проведения технического обслуживания БВ и БЭР.
После установки БЭР на реактор шлейфы электрокоммуни-
каций подключаются к расположенным на БВ штепсельным
разъемам приводов СУЗ, датчиков ТК и КНИ (или СВРД), сиг-
нализаторов течи и преобразователей системы диагностики
(если система диагностики установлена на реакторе). С другой
стороны эти шлейфы подключаются к соответствующим штеп-
сельным разъемам, расположенным на закладных бетонной
шахты. Металлоконструкция БЭР выполнена из углеродистой
конструкционной стали и окрашена краской, допускающей
дезактивацию.
На блоке электроразводок реактора В-446 (как и на БЭР
головного и серийного реакторов) нет коробов системы воздуш-
ного охлаждения приводов СУЗ, так как эти короба размещены
в строительном бетоне. Особенность компоновки бетонной шах-
ты РУ В-446 отразилась на конструкции закрепления БЭР. Ме-
таллоконструкция БЭР состоит из трех кольцевых плит и стоек,
соединяющих эти плиты. Средняя плита БЭР является опорной
и защитной. Она выполнена в виде толстостенного кольца, за-
крепляемого с помощью штифтов и болтов на кольцевой опоре,
приваренной к закладным деталям шахты бетонной. Эта плита
воспринимает усилия (в поперечном направлении при земле-
трясении) от БВ через упоры и передает их на закладные детали
шахты бетонной.
287
Глава девятая
На всех трех плитах БЭР закреплены ограждения и лестницы
для обслуживания БВ.
Конструкция БЭР реактора В-428 представлена на рис. 9.1.
Конструкция БЭР реактора В-446 представлена на рис. 9.2.
Рис. 9.1. Блок электроразводок реактора В-428
/—короб воздушный; 2 — металлоконструкция БЭР; 3 — шахта бетонная;
4 — площадка обслуживания; 5 — упор; 6 — площадка обслуживания;
7 - опорная плита; 8- шлейф электрокоммуникаиий; 9—блок верхний
288
Блок электроразводок
Рис 9.2. Блок электроразводок реактора В-446
1 — короб воздушный; 2 — металлоконструкция; 3 — плита опорная 4 — пло-
щадка обслуживания; 5 — шлейф электрокоммуникапий: 6 — упор
289
Работа реактора в составе РУ
10.1
РАЗМЕЩЕНИЕ РЕАКТОРА
В ГЕРМЕТИЧНОЙ ОБОЛОЧКЕ АЭС
В «Техническом задании на проектирование паропроизводи-
тельной установки ВВЭР-ЮОО (Головной блок)», утвержденном
в июне 1969 г., были сформулированы основные требования к
размещению реактора на АЭС:
• для обеспечения безопасности окружающей среды и населе-
ния все оборудование с активным теплоносителем должно
быть размещено внутри защитной оболочки, рассчитанной
в сочетании с работой систем снижения давления на удержа-
ние парогазовой среды, образующейся при течах из контуров
(включая разрыв Ду 850);
• оборудование с активным теплоносителем должно быть раз-
мещено в отдельных помещениях, разделенных железобетон-
ными стенками и перекрытиями. Помещения, в которых рас-
положено электрооборудование, должны быть отгорожены от
помещений с активным теплоносителем в целях ограничен-
ного доступа персонала к электрооборудованию;
• во время работы на мощности должна быть обеспечена воз-
можность ограниченного (по времени) доступа персонала в
реакторный зал для обслуживания и ремонта двигателя, узла
уплотнения ГЦН и привода ГЗЗ, а также для подготовки ТТО
к перегрузке При остановленном реакторе должна быть обес-
печена возможность проведения контроля и, при необходи-
мости, ремонта оборудования;
290
Работа реактора в составе РУ
• активное оборудование должно храниться и ремонтироваться
в специальных защитных шахтах. Транспортирование такого
оборудования должно производиться в защитных контейнерах;
• закрепление оборудования должно быть выполнено с учетом
возникновения реактивных сил при максимальной аварии.
Реактор и оборудование должны допускать работу в районах
с повышенной сейсмичностью (при необходимости). Послед-
ствия возможных аварий должны быть максимально снижены,
должны быть предусмотрены мероприятия по ограничению
появления при аварии летящих деталей от оборудования;
• должно быть обеспечено компактное размещение оборудова-
ния первого контура и оборудования систем аварийного
охлаждения активной зоны с учетом габаритных размеров и
конструктивных особенностей этого оборудования;
• отвод остаточных тепловыделений от активной зоны в уплот-
ненном реакторе должен обеспечиваться естественной цир-
куляцией. При срабатывании аварийной защиты безопасный
выход реактора на уровень мощности естественной циркуля-
ции обеспечивается за счет инерции ГЦН и использования
выбега турбогенератора;
• отвод остаточных тепловыделений от активной зоны в процес-
се перегрузки должен осуществляться специальным контуром;
• в состав блока входит один реактор с четырьмя циркуляци-
онными петлями;
• ГЦТ имеет внутренний диаметр 850 мм. В качестве ГЦН ис-
пользуются насосы с малыми контролируемыми протечками,
обладающие большой механической инерцией;
• перегрузка реактора производится при снятой крышке под
слоем воды.
Эти требования сохранились полностью или изменялись незна-
чительно при переходе к последующим модификациям РУ с
ВВЭР-ЮОО. Реактор ВВЭР-ЮОО в составе оборудования РУ раз-
мещен в герметичной защитной оболочке, имеющей форму ци-
линдра с куполом. Плита, замыкающая снизу цилиндрическую
оболочку, воспринимает нагрузки от оборудования и строи-
тельных конструкций РУ. В центре оболочки, от нижней плиты
291
Глава десятая
вверх до пола реакторного зала, поднимается шахта, являюща-
яся опорой верхних перекрытий. Параллельно нижней плите
расположены железобетонные перекрытия, связанные с шахтой
и вертикальными стенами. Перекрытия служат для размещения
оборудования и трубопроводов и воспринимают нагрузки от
них. Верхнее перекрытие является полом реакторного зала
и воспринимает нагрузки от оборудования, раскладываемого
при ППР.
Реактор установлен в толстостенной железобетонной шахте,
центр реактора совмещен с центром реакторного зала. В каж-
дую сторону от оси II—IV реактора располагаются по две глав-
ные циркуляционные петли. Все четыре циркуляционные петли
одинаковы по конфигурации. Оборудование и трубопроводы
петли имеют возможность перемещения относительно жестко
закрепленного реактора. В бетонной шахте выполнены проемы
для прохода ГЦТ и трубопроводов от емкостей САОЗ.
«Холодная» нитка ГЦТ соединяет входной патрубок корпуса
реактора с напорным патрубком ГЦН. «Горячая» нитка ГЦТ
соединяет выходной патрубок корпуса реактора с входным кол-
лектором ПГ. Высотная отметка расположения горизонтального
парогенератора выбрана из условия обеспечения надежного
расхолаживания реактора естественной циркуляцией.
В реакторной установке В-187 на каждой нитке ГЦТ установ-
лено по одной ГЗЗ. Оборудование РУ размешено в герметичных
помещениях, сообщающихся через проходки для трубопрово-
дов с реактором. Электродвигатели ГЦН и ГЗЗ вынесены в от-
дельные помещения. Кабельные и трубопроводные проходки в
эти помещения выполнены в герметичном исполнении. В пере-
крытии над ПГ имеются люки для доступа к коллекторам ПГ
сверху. Рядом с бетонной шахтой по оси II расположен бассейн
перегрузки топлива, соединенный шлюзовым каналом с бетон-
ной шахтой. Шлюзовой канал может перекрываться съемным
затвором. К бассейну перегрузки примыкает транспортный про-
ем, перекрываемый специальным люком. Транспортно-техноло-
гические операции в реакторном зале производятся с помощью
полярного мостового крана грузоподъемностью 400/80/10 т.
Шахта внутрикорпусная и блок защитных труб транспортиру-
ются полярным краном в специальном защитном контейнере
292
Работа реактора в составе РУ
(«посуху» над полом реакторного зала) в свои шахты ревизии.
Перегрузка топлива в реакторе и в бассейне перегрузки про-
изводится с помощью перегрузочной машины, управляемой
дистанционно из специального помещения.
Реакторные установки «малой» серии включают серийные
реакторы ВВЭР-1000 с проектными индексами В-302 и В-338.
Реактор В-302 использован только на 1-м блоке ЮУАЭС, а ре-
актор В-338 использован на трех энергоблоках: на 2-м блоке
ЮУАЭС и на 1-м и 2-м блоках Калининской АЭС. Компоновка
оборудования РУ В-302 и РУ В-338 соответствует компоновке
РУ В-187, за исключением количества стеллажей под приводы
СУЗ, что обусловлено различным количеством органов регули-
рования в реакторах (в реакторе В-187 — 109, в реакторе В-338 —
61, а в реакторе В-302 — 49).
В серийной реакторной установке ВВЭР-1000 используется
серийный реактор В-320, прототипом которого стал реактор
В-338. Основные изменения, внесенные в проект РУ В-320, свя-
заны с исключением из состава оборудования ГЦК главных
запорных задвижек, введением «мокрой» перегрузки внутрикор-
пусных устройств реактора, увеличением размеров бассейна
перегрузки и введением дополнительных устройств для закреп-
ления оборудования и трубопроводов РУ.
В реакторной установке В-320 из-за отсутствия ГЗЗ измени-
лась трассировка главных трубопроводов (рис. 10.1): они стали
короче за счет исключения двух гибов на каждой петле. Метал-
лические опоры пол ГЦН и ПГ заменены на железобетонные.
На КД и емкостях САОЗ введены дополнительные опоры в верх-
ней части. На ПГ и ГЦН, а также на трубопроводах системы
компенсации давления и САОЗ установлены гидроамортиза-
торы, которые не препятствуют термическому перемещению
оборудования в режимах разогрева—расхолаживания, но жестко
удерживают это оборудование при сейсмических толчках. Мак-
симальное смещение оборудования, закрепленного с помощью
гидроамортизаторов, при сейсмических толчках составляет 5 мм.
Бассейн ревизии ВКУ расположен по оси IV рядом с бетон-
ной шахтой реактора Этот бассейн имеет общий объем с верх-
ней частью бетонной шахты, между ними нет шлюзового
затвора. Перегрузка ВКУ реактора В-320 производится под
293
Рис. 10.1. Компоновка реакторной установки В-320
/ — реактор; 2— парогенератор; 3— главный циркуляционный насос; 4— главный циркуляционный трубопровод;
5 — компенсатор давления
Работа реактора в составе РУ
Рис. 10.2. Компоновка реакторной установки В-392 (разрез по боксам
парогенераторов)
295
Глава десятая
защитным слоем воды, с одновременным изменением уровня
воды в бассейне ревизии ВКУ и в бетонной шахте реактора в
зависимости от высотного положения, которое занимает транс-
портируемое ВКУ в бассейне ревизии или в бетонной шахте.
Рис. 10.3. Компоновка реакторной установки В-392 (поперечный разрез
по боксам парогенераторов)
/ — реактор; 2 — парогенератор; 3 — бассейн выдержки; 4 — ГЦНА, 5 — ком-
пенсатор давления; 6 — шахта ревизии ВКУ
296
Работа реактора в составе РУ
В реакторной установке В-392 сохранены основные техни-
ческие решения и оборудование РУ В-320 и реализованы до-
полнительные меры для повышения безопасности АЭС. Проект
РУ В-392 рассматривается как типовой для АЭС повышенной
безопасности, на основе этого проекта разработаны проекты
установок для АЭС Ирана, Китая и Индии.
Закрепление оборудования РУ В-392 разработано с учетом
повышенных сейсмических воздействий при землетрясении:
• при землетрясении интенсивностью, меньшей или равной
проектному землетрясению силой до 7 баллов по шкале
MSK-64, обеспечивается нормальное функционирование РУ
без остановки;
• при землетрясении с интенсивностью большей, чем у проект-
ного землетрясения, вплоть до максимального расчетного
землетрясения силой 8 баллов по шкале MSK-64, обеспечива-
ется возможность безопасной остановки и расхолаживания РУ.
Состав оборудования и систем безопасности РУ В-392 представ-
лен на рис. 1.3. Размещение оборудования РУ В-392 представ-
лено на рис. 10.2 и 10.3.
10.2
УСТАНОВКА РЕАКТОРА В БЕТОННОЙ ШАХТЕ
Реактор установлен и закреплен в бетонной шахте. Конструк-
тивные решения по закреплению реактора на опорной и упор-
ной фермах для всех модификаций ВВЭР-1000 принципиально
одинаковы, прототипом является установка реактора В-187,
представленная на рис. 10.4.
Оборудование бетонной шахты, обеспечивающее нормальное
функционирование реактора, включает:
• ферму опорную и ферму упорную,
• сухую защиту нижней части корпуса и биологическую защиту
зоны патрубков;
• тепловую изоляцию нижней части корпуса, тепловую изоля-
цию зоны патрубков и тепловую изоляцию крышки;
• ионизационные каналы (ПК);
297
Глава десятая
Рис. 10.4. Установка реактора В-187
в бетонной шахте
/ — реактор; 2 — ферма опорная;
3 — теплоизоляция и сухая защита;
4 — канал И К
1 lEiinaanmiiiuiHiiiiiiimi
raises
298
Работа реактора в составе РУ
• механизмы для перемещения ионизационных камер;
• сильфон разделительный;
• устройство для центровки оборудования реактора;
• разъемы электрокоммуникаций;
• систему воздушного охлаждения бетонной шахты и блока
верхнего.
Ферма опорная представляет собой сварную конструкцию,
состоящую из радиально расположенных балок, каждая из ко-
торых выполнена в виде короба, сваренного из вертикальных
ребер и горизонтальных плит. Балки объединены обечайками,
плитами или пластинами.
В полостях между балками выполнены щели для прохода
охлаждающего воздуха, а также проходки для ионизационных
каналов и каналов системы мониторинга радиационной нагруз-
ки. В бетонной шахте реактора В-428 выполнены проходки для
каналов системы мониторинга радиационной нагрузки. Полос-
ти между балками и внутри балок заполнены бетоном. Ферма
опорная охлаждается воздухом, проходящим в щелях между бал-
ками и проходками ионизационных каналов.
Ферма транспортируется на АЭС отдельными секторами.
Собранная ферма устанавливается на опору и закрепляется на
ней с помощью шпилек и сварных швов. Установка фермы
опорной в бетонной шахте представлена на рис. 10.5.
Корпус реактора опирается выступающим буртом на опор-
ное кольцо, установленное через парные клиновые подкладки
на балки фермы. Выставление корпуса по высоте и горизонту
производится посредством этих клиновых подкладок. Бурт кор-
пуса и кольцо опорное имеют согласованные в плане шпоноч-
ные сопряжения, которые удерживают корпус при воздействии
усилий от трубопроводов, от землетрясений, не препятствуя
температурному расширению и перемещению стенки корпуса
от нагружения внутренним давлением.
На кольце опорном закреплены накладки, удерживающие
корпус от перемещения вверх. Закрепление опорного кольца
производится посредством фиксаторов, привариваемых к ферме.
Фиксаторы сопрягаются с вырезами в кольце опорном, удер-
живая его в горизонтальной плоскости, а клинья фиксаторов
удерживают кольцо опорное от вертикального смешения.
299
СлЭ
Рис. 10.5. Установка фермы опорной
/ — корпус реактора; 2 — ферма опорная; 3 — шахта бетонная
Глава десятая
Работа реактора в составе РУ
Рис. 10.6. Закрепление
реактора В-187 на
ферме опорной
1 — корпус; 2 — планка;
3 — шпонка; 4 — парные
клинья; 5 — клин;
6 — кольцо опорное;
7 — фиксатор; 8 — фер-
ма опорная
Закрепление реакторов первых модификаций на ферме опор-
ной представлено на рис. 10.6. Для закрепления на ферме опор-
ной реакторов последних модификаций (начиная с В-392)
применяется более массивное кольцо опорное и большее коли-
чество фиксаторов (до 30 вместо 22).
Ферма упорная состоит из обечайки и приваренных к ней
кронштейнов и ребер. Обечайка закреплена с помощью анкеров
в бетоне. Внутренние полости фермы упорной заполнены бето-
ном. Ферма упорная охлаждается воздухом, продуваемым через
щели между кронштейнами.
Усилия от корпуса воспринимаются кольцом упорным и пе-
редаются на кронштейны фермы через сопряжение «шпонка-
паз». Кольцо упорное устанавливается на фланец корпуса
плотно (без зазора). Закрепление реактора на ферме упорной
представлено на рис. 10.7 и 10.8.
Величины зазоров между корпусом и кольцом упорным,
а также между кольцом упорным и фермой упорной, выбираются
с учетом температуры корпуса, колец и деталей ферм. Эти зазо-
ры должен быть больше нуля в любом проектном режиме.
Реактор, устанавливаемый на АЭС в зоне повышенной сейс-
мичности, имеет дополнительное закрепление на уровне тра-
версы блока верхнего. Упоры устанавливают с зазором 0,5 мм
относительно траверсы БВ и с зазором 0,5 мм относительно
301
Глава десятая
Рис. 10.7. Закрепление реактора В-187 на ферме упорной
7 — ферма упорная; 2 — кольцо упорное; 3 — корпус; 4 — крышка; 5 — сильфон
разделительный; 6 — кронштейн
302
Работа реактора в составе РУ
Рис. 10.8. Закрепление реактора В-187 на ферме упорной (разрез по
фланцу корпуса)
1 — корпус; 2— кронштейн; 3 — подкладка; 4— кольцо упорное; 5— клин
303
Рис. 10.9. Закрепление блока верхнего v—
/ _ упор; 2 — траверса БВ; 3 — металлоконструкция БЭР; 4 — бетонная шахта
Глава десятая
Работа реактора в составе РУ
бетонной шахты. Крепление блока верхнего на уровне траверсы
БВ представлено на рис 10.9.
В расчете закрепления реактора в бетонной шахте наряду с
эксплуатационными нагрузками учитываются нагрузки от вне-
шних динамических воздействий (максимальное расчетное зем-
летрясение, действие ударной волны на оболочку реакторного
отделения от падения самолета) Нагрузки на реактор определя-
ются с использованием единой расчетной модели ГЦК, включа-
ющей реактор и петли главного циркуляционного контура с ПГ
и ГЦН.
Корпус реактора и ВКУ рассматриваются в расчетной модели
как жесткое тело с суммарными инерционными характеристи-
ками. В расчетную модель также включены приводы и металло-
конструкция БВ.
Опорные конструкции реактора (опорная и упорная фермы,
опора на траверсе верхнего блока реактора) заданы в расчетной
модели специальными элементами с матрицами жесткости,
соответствующими реальным опорным конструкциям. При рас-
чете учитывается, что опорная ферма воспринимает нагрузки по
всем шести степеням свободы (по трем линейным и трем угло-
вым направлениям), а упорная ферма и опора на траверсе
воспринимают только горизонтальные нагрузки и не препят-
ствуют температурному расширению корпуса и блока верхнего
в вертикальном направлении.
Основные нагрузки, действующие на реактор, являются сим-
метричными ввиду симметрии конструкции реактора и петель
ГЦК. Несимметричными нагрузками являются нагрузки, дей-
ствующие со стороны трубопроводов САОЗ, а также нагрузки,
возникающие при разрыве примыкающих к ГЦК трубопро-
водов, на которых не применяется концепция «течь перед
разрушением». Фрагмент расчетной модели, имитирующий
закрепление реактор в бетонной шахте, приведен на рис. 10.10.
Для снижения тепловых потерь вокруг реактора в бетонной
шахте устанавливается тепловая изоляция, состоящая из трех
независимых частей:
• тепловая изоляция цилиндрической части корпуса;
• тепловая изоляция зоны патрубков;
• тепловая изоляция крышки (блока верхнего).
305
Глава десятая
6
0-0 2
о
7
Рис. 10.10. Фрагмент расчетной модели
7 — корпус реактора; 2 — ферма опорная;
3 — патрубки реактора; 4 — ферма упорная;
5 — блок верхний; 6 — верхняя опора
306
Работа реактора в составе РУ
Тепловая изоляция цилиндрической части выполнена из
отдельных блоков, закрепляемых с помошью болтов. Блоки
изоляции представляют собой сварные короба из листовой
стали. В качестве изоляционного материала используется лист
из стали 08X18Н ЮТ толщиной 0,1 мм. Гладкие и штампован-
ные листы установлены поочередно с зазором 3 мм.
Радиальный зазор между корпусом, контролируемым систе-
мой наружного контроля металла СК-187, и тепловой изоля-
цией составляет 500 мм. Для последних модификаций РУ (В-412,
В-428, В-446) система наружного контроля металла корпуса не
предусмотрена, поэтому радиальный зазор между корпусом
реактора и тепловой изоляцией уменьшен. Между тепловой
изоляцией цилиндрической части корпуса и сухой защитой вы-
полнены каналы для прохода охлаждающего воздуха. Движение
воздуха в канале осуществляется снизу вверх от принудитель-
ной системы вентиляции.
В реакторных установках В-187, В-302, В-338, В-320 предус-
мотрена возможность размещения под днищем корпуса транс-
портной тележки с аппаратурой для контроля состояния металла
корпуса при ППР (система СК-187). Это помещение имеет
дверь, через которую тележка транспортируется после заверше-
ния контроля. Пол этого помещения и боковые стены также
закрыты теплоизоляционными блоками.
Нижняя часть бетонной шахты, выполненной по типу РУ
В-392, сообщается с помещением, в котором может быть смон-
тировано устройство удержания расплава активной зоны, кор-
пуса реактора.
Тепловая изоляция зоны патрубков корпуса расположена на
высоте проема от опорной до упорной фермы. Она выполнена
в виде коробов, заполненных листами из стекловолокна. В зоне
входных патрубков реактора установлена дополнительная био-
логическая защита. Короба биологической защиты заполнены
засыпкой из серпентинитовой породы, карбида бора и чугунной
дроби. При необходимости доступа к швам приварки трубопро-
водов ГЦТ и САОЗ, а также к узлу крепления корпуса на опор-
ном кольце, короба биологической защиты могут быть извлечены.
Тепловая изоляция блока верхнего выполнена в виде коробов,
заполненных листами из стекловолокна. Перед разуплотнением
307
Глава десятая
ГРР короба извлекаются краном из бетонной шахты. Конструк-
ция тепловой изоляции на примере реактора В-428 представ-
лена на рис. 10.11.
Для зашиты строительного бетона от нейтронного облучения
в нижней части бетонной шахты установлена сухая защита.
Сухая зашита представляет собой сварную металлоконструкцию,
заполненную серпентинитовым бетоном. Это теплостойкий
бетон на портландцементе с серпентинитовым наполнителем.
Серпентинит имеет в своем составе воду в химически связан-
ном виде, большая часть которой сохраняется в условиях дли-
тельной работы при высокой температуре, обусловленной энер-
говыделениями в облучаемом бетоне. Наличие воды в бетоне
обеспечивает эффективное замедление нейтронов и формиро-
вание потоков тепловых нейтронов, необходимых для работы
ионизационных камер.
Сухая защита устанавливается в бетонной шахте на опорную
конструкцию с возможностью теплового расширения в радиаль-
ном и осевом направлениях. Между сухой зашитой и облицов-
кой бетонной шахты, а также между сухой защитой и тепловой
изоляцией, имеются кольцевые зазоры для прохода охлаждаю-
щего воздуха. Внутри металлоконструкции проходят вертикаль-
ные каналы ИК, внутри которых размещены блоки детекти-
рования.
Каналы ИК в бетонной шахте РУ В-187, В-302, В-338, В-320
представляют собой трубы, расположенные ниже фермы опор-
ной и проходящие через сухую защиту в помещение под бетон-
ной шахтой (см. рис. 10.4). В этом же помещении расположены
механизмы перемещения. В качестве механизмов перемещения
блоков детектирования использованы лебедки с ручным или
электрическим приводом. Движение блокам детектирования
передается тросами через систему блоков и противовесов.
Каналы И К в бетонной шахте РУ В-412, В-428, В-446 пред-
ставляют собой герметичные каналы с двумя фланцевыми разъ-
емами (см. рис. 10.11). Нижний участок канала расположен
в сухой защите. Верхний участок канала выведен на отметку
реакторного зала и заканчивается фланцем для уплотнения ка-
нала и стыковки с механизмом перемещения. Расположенный
на отметке реакторного зала механизм перемещения осуществляет
308
Рис. 10.11. Каналы ИК в бетонной шахте РУ В-428
1 — ферма опорная; 2 — сухая зашита; 3 — теплоизоляция корпуса реактора;
4 — зашита тепловая и биологическая зоны патрубков; 5 — ферма упорная;
6 — детали закладные; 7 — механизм перемещения ИК: <? — каналы И К
309
Глава десятая
перемещение (подъем и опускание) блока детектирования в ка-
нале И К за кабель.
Установка блоков детектирования пускового и рабочего диа-
пазонов и блока детектирования системы контроля при пере-
грузке осуществляется вручную. Блок детектирования опускается
за кабели в канале ИК с верхней площадки шахты реактора.
После установки блока детектирования пускового и рабочего
диапазонов напротив центра активной зоны производится гер-
метизация, что исключает перемещение блока детектирования
под собственным весом.
Сильфон разделительный (см. рис. 10.7) отделяет верхний
объем бетонной шахты от расположенных ниже помещений. Это
позволяет заливать корпус реактора и верхнюю часть бетонной
шахты водой для проведения перегрузки топлива и ВКУ после
разуплотнения реактора. Сильфон представляет собой горизон-
тально расположенную S-образную кольцевую пластину, прива-
ренную к ферме упорной и к фланцу корпуса (через переходную
наплавку). Сильфон не препятствует перемещению фланца
«горячего» корпуса относительно «холодной» бетонной шахты
(в радиальном и осевом направлениях).
Устройство для центровки оборудования реактора (блока
верхнего, шахты внутрикорпусной, блока защитных труб или
защитного контейнера) включает вертикальные направляющие,
приваренные к закладным бетонной шахты, и шпонки, закреп-
ляемые на оборудовании реактора с возможностью быстрого их
демонтажа. Количество направляющих для центровки блока
верхнего определяется возможностью их размещения в плане на
стенке верхней части бетонной шахты. В бетонной шахте РУ с
«сухой» перегрузкой ВКУ можно разместить равномерно в плане
три направляющие, а в бетонной шахте РУ с «мокрой» пере-
грузкой ВКУ можно разместить равномерно в плане только две
направляющие. Количество шпонок, закрепляемых на фланце
крышки, соответствует количеству направляющих на стенке
бетонной шахты.
Разъемы электрокоммуникаций БВ размещаются на самом вер-
ху бетонной шахты, на отметке, которая не может быть залита
водой при перегрузке оборудования реактора. Эти разъемы
служат для соединения съемных шлейфов, закрепленных на
310
Работа реактора в составе РУ
БЭР, с кабелями, идущими в помещения, где установлена аппа-
ратура СУЗ, контроля течей (на БЩУ, РЩУ и т.д.).
Система воздушного охлаждения БВ обеспечивает равномер-
ное распределение воздуха, охлаждающего бетонную шахту,
электромагниты приводов СУЗ и, при необходимости, разъемы
патрубков ВРК.
10.3
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И ЗАЩИТА РЕАКТОРА
Теплоноситель с помощью насосов подается в корпус реактора
через входные патрубки Ду 850, опускается по кольцевому зазору
между корпусом и шахтой и через отверстия в днище и через
щели в опорах шахты поступает в ТВС. Омывая твэлы ТВС,
теплоноситель нагревается за счет тепла, выделяемого твэлами
в результате реакции ядерного деления. Нагретый в ТВС тепло-
носитель выходит через отверстия в нижней плите БЗТ в меж-
трубное пространство, откуда он через отверстия в обечайках
БЗТ и шахты выходит из корпуса реактора через выходные
патрубка Ду 850.
В качестве теплоносителя в реакторе используется вода под
давлением, содержащая бор. Теплоноситель в реакторе ВВЭР
является также и замедлителем.
Управление реактивностью производится путем использова-
ния двух независимых систем:
• механического перемещения сборок ПС СУЗ в активной зоне;
• изменения концентрации бора в теплоносителе.
В процессе работы реактора с помощью датчиков системы
ВРК (ТК, ЭВ, КНИ или СВРД в зависимости от модификации
реактора) осуществляется контроль распределения энерговыде-
лений по объему активной зоны и контроль температуры тепло-
носителя на выходе из ТВС. В необходимых случаях путем пе-
ремещения ПС СУЗ производится регулирование распределения
энерговыделений и связанных с ним других эксплуатационных
311
Глава десятая
параметров в допустимых эксплуатационных пределах. Движе-
ние ПС СУЗ в режиме регулирования обеспечивает выполнение
проектного требования по скорости введения реактивности
в нормальных условиях эксплуатации и при нарушении нор-
мальных условий эксплуатации.
Аварийная защита переводит реактор в подкритичное состоя-
ние с любого уровня мощности при любом исходном положе-
нии ПС СУЗ и поддерживает подкритичность в случае высво-
бождения реактивности в аварийных режимах. Падение ОР СУЗ
(ПС СУЗ со штангой привода) по сигналам аварийной зашиты
за время не более 4 с обеспечивает выполнение нормативного
требования о введении отрицательной реактивности, достаточ-
ной для предотвращения возможного повреждения твэлов сверх
допустимых пределов.
Управление мощностью и реактивностью осуществляется
перемещением рабочих органов, а также системой борного ре-
гулирования путем увеличения или уменьшения концентрации
бора в теплоносителе. После останова реактора система борного
регулирования компенсирует изменение реактивности, связан-
ное с распадом ксенона и расхолаживанием теплоносителя до
холодного состояния. Система борного регулирования также
обеспечивает требуемую подкритичность при перегрузках топ-
лива, составляющую (при извлеченных ПС СУЗ) не менее 2,0%.
Борная система позволяет независимо от ПС СУЗ компенси-
ровать медленные изменения реактивности, связанные с выго-
ранием топлива и изменением мощности реактора.
Система управления и зашиты реактора обеспечивает:
• аварийную защиту реактора путем обесточивания всех при-
водов и падения ОР под собственным весом в крайнее нижнее
положение;
• ускоренную предупредительную защиту посредством сброса
одной заданной группы автоматически или от ключа опера-
тора на Б ШУ;
• предупредительную защиту первого рода (при достижении
контролируемыми параметрами соответствующих уставок),
обеспечивающую снижение мощности автоматически или
от ключа оператора на БЩУ посредством поочередного
движения вниз групп ОР, начиная с рабочей;
312
Работа реактора в составе РУ
• предупредительную защиту второго рода (при достижении
контролируемыми параметрами соответствующих уставок,
а также при несанкционированном падении одного ОР)
посредством запрета на движение ОР вверх, движение ОР
вниз при этом разрешается;
• разгрузку и ограничение мощности реактора в зависимости
от состояния оборудования РУ и частоты электропитания ГЦН;
• изменение мощности реактора при пуске, останове, переходе
с одного режима на другой;
• автоматическое регулирование мощности реактора по опре-
деленным режимам;
• управление полем энерговыделений в активной зоне при
работе энергоблока (по сигналам от СВРК);
• индивидуальное и групповое управление ОР;
• контроль текущих значений нейтронно-физических и тех-
нологических параметров во всех режимах работы РУ и срав-
нение их с заданными значениями уставок;
• получение информации для определения параметров расчетным
способом и сравнения их с заданными значениями уставок;
• контроль дискретных сигналов о состоянии оборудования
и дискретных сигналов зашиты из СКУД;
• контроль положения ОР;
• формирование информации о контролируемых параметрах
и сигналов о состоянии оборудования системы для последу-
ющего представления на БЩУ и РЩУ;
• формирование сигналов первопричины срабатывания АЗ,
ПЗ-1, ПЗ-2, УПЗ;
• регистрацию информации и сигнализацию в помещениях
системы;
• выдачу сигналов в другие подсистемы АСУ ТП;
• диагностику состояния своих технических средств с непре-
рывным контролем исправности и представлением оператору
информации об отказах или проверках, а также обслуживаю-
щему персоналу в помещениях непосредственно на модулях
(индивидуально) или на шкафах (обобщенно).
Система внутриреакторного контроля, входящая в СКУД РУ, в
качестве входных сигналов использует сигналы СВРД (ТК, ЭВ,
313
Глава десятая
КНИ) и преобразователей контроля параметров теплоносителя
и состояния оборудования первого и второго контуров, включая
контроль положения рабочих органов, состояний ГЦН, арма-
туры и др.
Для оперативного контроля температуры наружной поверх-
ности корпуса используются термопреобразователи сопротив-
ления. Для диагностического контроля оборудования реактора
пред ус мотре ны:
• системы контроля плотности ГРР и разъемов патрубков БВ
на работающем реакторе:
• системы контроля состояния металла в период проведения ПНР;
• система обнаружения дефектных сборок в период ПНР;
• система периодического контроля осколочной активности
теплоносителя на работающем реакторе;
• система внутриреакторной шумовой диагностики для обна-
ружения локального кипения теплоносителя в объеме актив-
ной зоны.
10.4
РЕЖИМЫ НОРМАЛЬНЫХ УСЛОВИЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ РЕАКТОРА
Режимы эксплуатационного состояния реактора (реакторной
установки):
• «холодное» состояние;
• «горячее» состояние;
• реактор на МКУ мощности;
• работа на энергетических уровнях мощности (с полным
и неполным числом циркуляционных петель);
• останов для ремонта;
• перегрузка топлива.
При переходе от одного состояния к другому установка нахо-
дится в переходном режиме.
314
Работа реактора в составе РУ
«Холодное» состояние:
• первый контур уплотнен, реактор в подкритичном состоя-
нии, ОР СУЗ на НКВ, давление и концентрация борной кис-
лоты в теплоносителе первого контура и в КД в соответствии
с технологическим регламентом;
• в работе система аварийно-планового расхолаживания, тем-
пература теплоносителя первого контура не более 70 °C.
«Горячее» состояние:
• первый контур уплотнен, реактор подкритичен, ОР СУЗ
на НКВ, концентрация борной кислоты в теплоносителе
первого контура, а также уровень в КД в соответствии с тех-
нологическим регламентом;
• температура теплоносителя первого контура около 280 °C,
давление в реакторе 15,7 МПа, давление в парогенераторе
6,27 МПа;
• КД в паровом режиме.
Состояние «Реактор на МКУ мощности»:
• нейтронная мощность реактора в пределах 10 3...10*5% Nhom;
• концентрация борной кислоты в теплоносителе первого
контура текущая, соответствующая критическому состоянию;
• температура теплоносителя первого контура около 280 °C;
• давление в реакторе 15,7 МПа, давление в парогенераторе
6,27 МПа;
• уровень в КД в соответствии с технологическим регла-
ментом;
• в работе не менее двух ГЦНА.
Состояние «Работа на энергетических уровнях мощности»:
• мощность реактора в пределах 1...100% Nhom;
• концентрация борной кислоты в теплоносителе первого кон-
тура текущая, соответствующая мощности реактора, времени
работы и положению ОР СУЗ;
• температура теплоносителя первого контура в соответствии
с таблицей;
• давление в реакторе 15,7 МПа, давление в парогенераторе
6,27 МПа;
• уровень в реакторе и в КД в соответствии с технологическим
регламентом;
• в работе не менее двух ГЦНА.
315
Глава десятая
Номинальные значения параметров при работе реактора В-392
на энергетических уровнях мощности
Параметр Значение
Количество включенных Г11НА. шт. 4 3 2 противо- положные петли 2 смежные петли
Мощность тепловая, МВт 3000 2010 1500 1200
Давление на выходе из активной зоны, МПа, абсолютное 15,7
Перепад давления на реакторе, МПа 0,392 0,225 0,095 0,095
Расход теплоносителя через реактор, м3/ч 86000 64000 40700 40760
Температура теплоносителя в «холодных» нитках петель, °C 291 288,8 288,8 287,4
Температура теплоносителя в «горячей» нитке петли с работающим ГЦНА, °C 321 311,7 312,7 305,8
Температура теплоносителя в «горячей» нитке петли с неработающим ГЦНА, °C — 278,1 277,4 277,3
В таблице приведены номинальные значения параметров при
работе реактора В-392 на энергетических уровнях мощности.
Поддержание параметров при работе производится в соот-
ветствии с указаниями технологического регламента и эксплуа-
тационных инструкций.
Состояние «Останов для ремонта»:
• реактор подкритичен, ОР СУЗ на НКВ;
• первый контур разуплотнен;
• в работе система аварийно-планового расхолаживания;
• температура теплоносителя в реакторе и в КД не более 70 °C;
• давление в первом контуре атмосферное;
• концентрация борной кислоты в первом контуре не менее
16 г/кг, а разница концентраций в реакторе и в КД менее 0,5 г/кг:
316
Работа реактора в составе РУ
• уровень в реакторе на 300 мм ниже ГРР (но не ниже оси
входного патрубка Ду 850 при выполнении ремонтных работ),
а уровень в КД соответствует отметке уровня в реакторе.
Состояние «Перегрузка топлива»:
• реактор подкритичен и разуплотнен;
• температура теплоносителя на выходе из активной зоны
не более 70 °C, а в бассейне выдержки при проведении работ
по перегрузке топлива не более 50 °C;
• концентрация борной кислоты в первом контуре, в бассейне
выдержки и в бассейне перегрузки не менее 16 г/кг;
• уровень воды над реактором и в бассейне выдержки находит-
ся на проектной отметке, обусловленной необходимостью
радиационной зашиты при перегрузке ТВС.
При переводе реактора из состояния «перегрузка топлива» в
«холодное» состояние производится:
• сборка и уплотнение реактора;
• дозаполнение реактора водой (с концентрацией РБК не ме-
нее 16 г/кг и температурой от 20 до 60 °C);
• удаление газовоздушной смеси из реактора через воздушник;
• сцепление штанг приводов с ПС СУЗ и протаскивание их на
величину рабочего хода с проверкой усилия протаскивания;
• подъем давления до 3,46 МПа, проверка отсутствия течи ГРР
и разъемов БВ (визуально и по сигнализаторам течи);
• съем остаточных тепловыделений с ТВС системой планового
расхолаживания.
Разогрев теплоносителя до температуры гидравлических испы-
таний производится за счет работы насосов (двух противопо-
ложных или трех), остаточных тепловыделений активной зоны
и работы электронагревателей КД. Для обеспечения достаточ-
ного запаса по всплытию ТВС разогрев теплоносителя до тем-
пературы 200 °C производится при работе не более трех ГЦНА,
после достижения температуры теплоносителя 200 °C в работу
может быть включен четвертый ГЦНА.
Испытание реактора на плотность производится после каж-
дого уплотнения контура при давлении 17,6 МПа. Допустимая
минимальная температура теплоносителя при испытаниях оп-
ределяется, исходя из условия обеспечения хрупкой прочности
317
Глава десятая
корпуса реактора. Гидравлическое испытание на прочность про-
изводится при давлении 24,5 МПа, последующий контроль
плотности — при давлении 19,6 МПа. Испытание на прочность
реактора производится в сроки, определяемые инструкцией по
эксплуатации конкретного блока.
Разогрев реактора до номинальных параметров «горячего»
состояния производится со скоростью разогрева металла корпуса
реактора не более 20 °С/ч. При разогреве реактора контролиру-
ется температура теплоносителя на выходе из ТВС, температура
металла корпуса и температура подаваемой в реактор воды.
При переводе реактора на М КУ мощности производится взвод
ПС СУЗ в индивидуальном или групповом режиме в последова-
тельности, указанной в технологическом регламенте, и сниже-
ние концентрации борной кислоты в теплоносителе первого
контура с помощью системы подпитки—продувки. Фиксиро-
вание пускового состояния реактора на МКУ мощности про-
исходит после выравнивания концентрации борной кислоты
в реакторе, КД, деаэраторе подпитки и проверки сцепления ПС
СУЗ с приводами, переметаемыми вниз от верхнего положения
на обусловленное расстояние.
Подъем мощности до 3% Ином производится путем снижения
концентрации раствора борной кислоты в режиме поддержания
нейтронной мощности. Увеличение мощности до величины,
необходимой для пуска турбогенератора, производится посте-
пенным открытием БРУ-К. Вывод реактора на мощность и сту-
пенчатое изменение мощности производятся с выдержкой на
постоянном уровне перед последующим изменением мощности
и ограничением скорости изменения мощности по программе
поддержания давления во втором контуре.
При плановом останове мощность реактора снижается до М КУ
мощности, и реактор переводится в «горячее» состояние. Расхо-
лаживание реактора до «холодного» состояния производится за
счет охлаждения теплоносителя первого контура в парогенера-
торе, в котором нагревается вода второго контура, а образую-
щийся пар сбрасывается через БРУ-К. Расхолаживание корпуса
реактора производится со скоростью не выше 30 °С/ч. Концент-
рация борной кислоты в теплоносителе доводится до значения
не менее 16 г/кг.
318
Работа реактора в составе РУ
Дальнейшее расхолаживание в режиме «останов для пере-
грузки» производится до достижения температуры на выходе из
реактора 60—70 °C при отключенных ГЦНА и включенной
в работу системы аварийно-планового расхолаживания.
По окончании расхолаживания реактора отключается система
воздушного охлаждения приводов, открывается воздушник
реактора и производится снижение уровня воды в реакторе на
200 мм ниже ГРР.
Плановая перегрузка топлива включает:
• разборку реактора на перегрузку;
• выгрузку из активной зоны отработавших ТВС, сборок
ПС СУЗ и пучков СВП;
• перестановку внутри активной зоны частично отработав-
ших ТВС;
• загрузку в активную зону свежих ТВС, сборок ПС СУЗ,
пучков СВП;
• сборку реактора после перегрузки топлива.
Основные операции при разборке реактора на перегрузку топлива:
• установка устройства для демонтажа приводов на закладную
около реактора;
• демонтаж траверсы с блока верхнего;
• отсоединение шлейфов электрокоммуникаций от разъемов на
БВ и на шахте бетонной;
• разуплотнение верхних разъемов приводов, демонтаж дат-
чиков положения и установка их в стеллаж (уровень воды
в реакторе ниже разуплотняемой поверхности на 200 мм);
• отсоединение штанг приводов от сборок ПС СУЗ и закреп-
ление штанг на блоках перемещения;
• демонтаж страхующих устройств с патрубков ВРК;
• установка на БЭР универсальной траверсы, демонтаж БЭР
с реактора и установка его на место хранения;
• демонтаж колена воздушника и коробов системы воздушного
охлаждения приводов;
• разуплотнение патрубков ВРК и разуплотнение СВРД,
установка транспортных колпаков на стойки БЗТ;
• демонтаж теплоизоляции БВ с реактора и установка ее на
место хранения;
319
Глава десятая
• установка гайковерта ГРР на реактор, подключение системы
энергоснабжения гайковерта;
• разуплотнение ГРР и вывертывание шпилек Ml70;
• отсоединение системы энергоснабжения гайковерта и демон-
таж гайковерта с реактора;
• установка кронштейнов системы центровки на крышке,
а траверсы БВ на штангах БВ;
• контроль введения в каналах ИК блоков детектирования
диапазона источника в зону максимального нейтронного по-
тока (для установок, на которых используются перемещае-
мые блоки детектирования диапазона источника);
• демонтаж БВ с реактора и установка его в шахте ревизии;
• удаление двух отработавших прокладок из уплотнительных
канавок ГРР;
• установка универсальной траверсы блока защитных труб на БЗТ;
• съем транспортных колпаков со стоек БЗТ и закрепление всех
СВРД с помощью чеки на верхней плите универсальной
траверсы блока защитных труб (УТБЗТ);
• демонтаж БЗТ из реактора и установка на место хранения.
Уровень воды при извлечении БЗТ из реактора поднимается
до проектной отметки;
• установка в реактор датчиков С КП;
• демонтаж УДП с закладной.
Состав и последовательность основных операций при перегрузке
топлива:
• доставка контейнеров со свежим топливом в реакторный зал,
установка ТВС в стеллажах бассейна выдержки;
• выравнивание уровня воды в шахте реактора и в бассейне
выдержки, извлечение гидрозатвора из шлюзового канала,
соединяющего верхнюю часть бетонной шахты с бассейном
выдержки;
• выгрузка ТВС из реактора в бассейн выдержки и перестановка
ТВС внутри реактора, выгрузка отработавших сборок ПС СУЗ
и пучков СВП в бассейн и перестановка частично выгорев-
ших ПС СУЗ внутри реактора;
• загрузка в реактор свежих ТВС, а также необходимого коли-
чества сборок ПС СУЗ и пучков СВП;
320
Работа реактора в составе РУ
• установка гидрозатвора;
• загрузка ТВС в транспортный контейнер из стеллажей бас-
сейна выдержки.
Перегрузка топлива производится на подкритичном реакторе
(подкритичность не менее 0,02 с учетом возможных ошибок и
без учета погруженных ПС СУЗ), расхоложенном до температуры
не выше 70 °C, уровень воды в реакторе поднят до уровня в бас-
сейне выдержки, концентрация раствора борной кислоты в воде
составляет не менее 16 г/кг. При перегрузке топлива осуществ-
ляется отвод тепла от воды, заполняющей реактор и бассейн,
контуром расхолаживания. При перегрузке топлива осуществ-
ляется непрерывный контроль подкритичности реактора по дат-
чикам АКНП и СКП и температуры воды в реакторе и в бассейне.
Все транспортно-технологические операции с топливом про-
изводятся в пределах реактора и бассейна выдержки с помощью
перегрузочной машины, оснащенной телевизионной аппарату-
рой и блокировками (по усилиям подъема—опускания, коорди-
натам перемещения штанги МП, ограничению скоростей пере-
мещения). Схема перегрузки топлива представлена на рис. 10.12.
Основные операции при сборке реактора после перегрузки топлива:
• монтаж УДП на закладную около реактора;
• извлечение из реактора датчиков СКП;
• транспортирование БЗТ на координаты центра реактора,
снижение уровня воды в шахте реактора и опускание БЗТ
в реактор (на головки ТВС);
• опускание СВРД и установка защитных колпаков на стойки
БЗТ;
• установка новых прокладок в уплотнительные канавки ГРР
и удаление защитных заглушек из отверстий Ml70 во фланце
корпуса;
• транспортирование на координаты оси реактора и установка
БВ на реактор;
• установка гайковерта ГРР на реактор и подключение сис-
темы энергоснабжения гайковерта;
• ввертывание шпилек М170 и уплотнение ГРР. После уплот-
нения ГРР удлинение каждой из 54 шпилек Ml70 равно
2,2+0,1 мм;
321
Глава десятая
• отключение системы энергоснабжения гайковерта и съем
гайковерта с БВ;
• монтаж теплоизоляции БВ;
• съем защитных колпаков со стоек БЗТ, уплотнение патруб-
ков ВРК и СВРД;
• монтаж колена воздушника и коробов системы воздушного
охлаждения приводов;
• установка БЭР на реактор и закрепление его;
• монтаж страхующих устройств на патрубки ВРК;
• сцепление штанг приводов с ПС СУЗ;
Рис. 10.12. Схема перегрузки топлива
7 — машина перегрузочная; 2 — тепловыделяющая сборка; 3 — стеллажи
бассейна выдержки
322
Работа реактора в составе РУ
• монтаж датчиков положения в блоки перемещения и уплот-
нение верхних разъемов приводов;
• присоединение шлейфов БЭР к разъемам на БВ и на шахте
бетонной;
• монтаж траверсы Б В (после проверки плотности разъемов
реактора);
• демонтаж УДП с закладной, расположенной около реактора.
Для выполнения периодического обследования производится полная
разборка реактора, которая включает:
• выполнение операций по разборке реактора;
• полную выгрузку топлива из реактора;
• установку гидрозатвора между шахтой реактора и бассейном
перегрузки (в РУ, где есть гидрозатвор);
• снижение уровня воды в бассейне ревизии ВКУ и в шахте
реактора для возможности сцепления полярного крана с уст-
ройством для транспортировки шахты и установка этого
устройства на шахту внутрикорпусную;
• подъем шахты с одновременным подъемом уровня воды
в бетонной шахте и в бассейне ревизии ВКУ;
• установку шахты внутрикорпусной в бассейне ревизии ВКУ;
• демонтаж, в случае необходимости, комплектов ОС из ре-
актора в транспортный контейнер для доставки их к месту
проведения исследований;
• снижение уровня воды в бетонной шахте для возможности
монтажа на реакторе системы контроля корпуса изнутри.
Периодическое обследование состояния металла реактора вклю-
чает периодический контроль состояния металла неразрушаю-
щими и разрушающими методами.
Контроль разрушающими методами проводится по образцам-
свидетелям, извлекаемым из реактора через заданные проме-
жутки времени.
Контроль неразрушающими методами включает:
• визуальный контроль деталей уплотнения ГРР, поверхностей
вокруг резьбовых гнезд М170 х 6, самих гнезд и наплавки на
уплотнительных поверхностях фланцев корпуса и крышки;
• измерительный контроль уплотнительных канавок ГРР.
Поверхности уплотнительных канавок до начала измерений
323
Глава десятая
очищаются и проверяются методом визуального и капилляр-
ного контроля;
• телевизионный осмотр внутренних поверхностей корпуса;
• ультразвуковой контроль металла корпуса изнутри;
• капиллярный или магнитопорошковый контроль в доступ-
ных местах.
Контроль корпуса изнутри производится системой дистанци-
онного контроля, которая контролирует методом УЗК кольцевые
сварные швы и околошовную зону, основной металл обечаек
(напротив активной зоны), радиусные переходы и швы приварки
патрубков Ду 850 к трубопроводам, наплавку в указанных зонах.
При периодическом обследовании Б В неразрушаюшими
методами производится:
• ВК основного металла крышки (в доступных местах), уплот-
нительной поверхности крышки, сварных швов, уплотни-
тельных поверхностей патрубков (в доступных местах) и резь-
бовых поверхностей;
• КК уплотнительной поверхности крышки;
• УЗК и МПК сварных швов, работающих под давлением;
• ВК, КК, УЗК антикоррозионной наплавки внутренней по-
верхности крышки;
• ВК, КК швов приварки патрубков к антикоррозионной
наплавке крышки и швов приварки защитных рубашек к пат-
рубкам крышки.
При периодическом обследовании ВКУ производится визуаль-
ный контроль (телевизионный осмотр) состояния контакти-
руем ых поверхностей и измерение геометрических размеров
элементов шпоночных соединений (при возможности). Визу-
альному и измерительному контролю подвергаются прижимные
элементы (измерение величины остаточной деформации) и ком-
пенсационные пластины, закрепленные на бурте БЗТ.
Периодическое обследование привода включает ВК основ-
ного металла привода (в доступных местах), уплотнительных
поверхностей фланцевых разъемов чехла и датчика положения,
сварных швов и резьбовых поверхностей; КК и УЗК уплотни-
тельных поверхностей и сварных швов.
324
Работа реактора в составе РУ
Оборудование реактора подвергается в процессе эксплуатации
техническому освидетельствованию, которое включает в себя
наружный и внутренний осмотры в доступных местах, гидрав-
лические испытания, проверку документации и оформление
результатов технического освидетельствования. При выполне-
нии периодического технического освидетельствования должна
проводиться очередная проверка горизонтальности уплотни-
тельной поверхности фланца корпуса.
Техническое освидетельствование привода в период останова
реактора на плановую перегрузку топлива включает;
• проверку электрического сопротивления катушек датчиков
ДПШ, блока электромагнитов и изоляции электрических
цепей;
• проверку величины тока в катушках блока электромагнитов;
• проверку скорости перемещения штанги со сборкой ПС СУЗ
в режиме регулирования;
• проверку времени аварийного сброса штанги со сборкой
ПС СУЗ;
• проверку запаса хода от срабатывания нижнего конечного
выключателя до упора при ходе штанги вниз.
Сборка реактора после периодического обследования включает;
• демонтаж системы дистанционного контроля с реактора и
транспортировку на место хранения;
• транспортировку из бассейна ревизии ВКУ шахты внутри-
корпусной, опускание ее в реактор с одновременным сниже-
нием уровня воды в шахте реактора до отметки ГРР;
• подъем уровня волы в бассейне ревизии ВКУ и в бетонной
шахте до отметки, требуемой для перегрузки топлива;
• монтаж датчиков и механической части СКП в реактор
(в каналы выгородки).
Загрузка ТВС, ПС СУЗ и пучков СВП в реактор производится
в соответствии с рабочей программой и картограммой данной
загрузки. После окончания загрузки топлива производится
выполнение операций по штатной сборке реактора.
325
Заключение
В процессе создания реактора В-187 для 5-го блока НВАЭС
(начало разработки головного реактора из серии ВВЭР-1000 —
1966 г.), был учтен положительный опыт по созданию реакторов
ВВЭР средней мощности, в частности реактора В-440, который
являлся последней модификацией из серии реакторов средней
мощности на момент начала проектирования реактора В-187.
При переходе от реактора В-440 к реактору В-1000 повыша-
ется более, чем в два раза, мощность реактора и требуется при-
менение новых решений по активной зоне, корпусу реактора
и т.д. Многие технические решения, заложенные в техническом
задании на головной реактор В-1000, не были до этого апроби-
рованы в практике отечественной атомной энергетики. К числу
таких решений можно отнести, в первую очередь, активную зону
с «кластерным» регулированием, шаговые приводы, новую
корпусную сталь и плотно-прочную защитную оболочку.
Появление в проекте АЭС защитной оболочки явилось след-
ствием повышения требований к обеспечению безопасности
населения, окружающей среды и самой АЭС. В технических
заданиях на оборудование РУ ВВЭР-1000 было оговорено боль-
шое количество проектных режимов ННУЭ и аварийных ситуа-
ций, которых не было в технических заданиях на оборудование
РУ ВВЭР средней мощности. Эти новые проектные режимы
необходимо было учесть при разработке и обосновании проек-
тов оборудования РУ и, в первую очередь, реактора В-1000.
Головной реактор В-1000 в составе 5-го энергоблока НВАЭС
был введен в эксплуатацию в 1980 г. С этого времени он рас-
сматривался как отечественный прототип серийного модерни-
зированного реактора ВВЭР-1000, ставшего основой создавае-
мой в период 1980—2000 гг. ядерной энергетики страны.
В проекте серийного реактора ВВЭР-1000 были использова-
ны основные технические решения головного реактора В-1000
и введены изменения, направленные, в основном, на улучше-
ние конструкции, повышение безопасности и экономичности.
К числу таких изменений относятся увеличение количества ПЭЛ
в каждой ПС СУЗ и сокращение количества приводов СУЗ,
326
Заключение
применение бесчехловой ТВС, шагового электромагнитного
привода ШЭМ, новой выгородки. Количество проектных режи-
мов в серийном реакторе увеличено по сравнению с головным
реактором, и, соответственно, возросли объем и глубина расчет-
ного обоснования проекта.
В проектных решениях первых четырех серийных РУ
ВВЭР-ЮОО («малой серии»), еше оставались ГЗЗ на трубопро-
водах Ду 850 и «сухая» перегрузка ВКУ, но уже в последующих
проектах был реализован способ «мокрой» перегрузки ВКУ
и отказ от применения ГЗЗ на трубопроводах Ду 850. После
внесения этих изменений серийный реактор В-1000 становится
типовым или, как его называют при сравнении с реакторами
последующих модификаций, референтным.
После катастрофы на Чернобыльской АЭС (1986 г.) был
поставлен вопрос о качественном повышении уровня безопас-
ности АЭС в России. Выполненные в последующем проектно-
конструкторские работы и анализы безопасности АЭС с ВВЭР
выявили возможность повышения уровня безопасности, а также
способы уменьшения риска аварий с разрушением активной
зоны реактора. Для проектов АЭС с ВВЭР нового поколения
принята концепция повышенной безопасности, включающая:
• принятие мер по снижению вероятности тяжелого поврежде-
ния или расплавления активной зоны;
• использование пассивных систем, работающих без подачи
внешней энергии и вмешательства оператора при авариях и
позволяющих длительно расхолаживать РУ без повреждения
активной зоны;
• использование в случае возникновения аварии необходимого
сочетания активных и пассивных систем расхолаживания
активной зоны;
• выполнение мероприятий, направленных на повышение
внутренней самозащищенности РУ и ограничение послед-
ствий аварий.
К 2002 г. в ОКБ «Гидропресс» разработаны новые проекты АЭС
с реакторными установками ВВЭР-ЮОО и ВВЭР-640.
Проект реактора В-1000 повышенной безопасности (В-392)
создан на базе опыта, накопленного при разработке и эксплуатации
327
Заключение
серийного реактора В-320. В конструкцию реактора В-392 вне-
сены изменения, направленные на повышение надежности кон-
струкции, повышение экономичности и безопасности эксплуа-
тации. Усилены узлы, которые нагружены большими усилиями
при землетрясении, при гипотетических разрывах больших тру-
бопроводов или шахты реактора. Разработаны ТВС с повы-
шенной продольной устойчивостью, перегрузка топлива прово-
дится с использованием принципа «малой утечки».
Аварии на TMI-1 и Чернобыльской АЭС показали, что,
несмотря на малую вероятность запроектных аварий, их необ-
ходимо учитывать в проекте. В проекте РУ В-392 разработаны
три системы управления запроектными авариями, которые
отсутствуют в проекте серийной РУ В-320. При проектирова-
нии новых систем безопасности исходили из принципа: система
должна либо полностью состоять из пассивных компонентов,
либо использовать активные компоненты в ограниченном
объеме и только для инициирования последующей работы
пассивной системы.
Результаты разработки проекта РУ В-392 использованы
в проекте РУ В-412 для АЭС «Куданкулам» в Индии. В проектах
реакторов, предназначенных для установки на АЭС в Китае,
Индии и Иране, учтены рекомендации и требования отечествен-
ных НТД, МАГАТЭ и соответствующих Контрактов.
В процессе разработки проектов ВВЭР-1000 были получены
решения, обеспечивающие технико-экономические показатели
на современном уровне, а также высокую надежность и без-
опасность АЭС. Выполненные в ОКБ «Гидропресс» проекты
и накопленный опыт эксплуатации ВВЭР позволяли переходить
к совершенствованию созданных проектов ВВЭР-1000, а также
к созданию на базе ВВЭР-1000 новых, более перспективных
установок (РУ В-640, РУ В-1500).
328
Список литературы
1. Общие положения обеспечения безопасности атомных стан-
ций: ОПБ-88/97. ПНАЭ Г-01-011-97. М., 1997
2. Правила ядерной безопасности реакторных установок атом-
ных станций: ПБЯ РУ АС-89. ПНАЭ Г-1-024-90. М., 1990.
3. Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудова-
ния и трубопроводов атомных энергетических установок.
ПНАЭ Г-7-008-89. М„ 2000.
4. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопрово-
дов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-002-86.
М.: Энергоатомиздат, 1989.
5. Нормы проектирования сейсмостойких атомных станций.
ПНАЭ Г-5-006-87. М.: Энергоатомиздат, 1989.
6. Оборудование и трубопроводы атомных энергетических
установок. Сварка и наплавка. Основные положения. ПНАЭ
Г-7-009-89. М„ 2000.
7. Оборудование и трубопроводы атомных энергетических
установок. Сварные соединения и наплавки. Правила конт-
роля. ПНАЭ Г-7-010-89. М., 2000.
8. Денисов В.П., Драгунов Ю.Г. Развитие АЭС с водо-водяными
реакторами в Советском Союзе//Атомная энергия. 1971.
Т. 31, вып. 4.
9. Денисов В.П., Стекольников В.В., Бирюков Г.И., Вихорев Ю.В.
Развитие АЭС с ВВЭР в Советском Союзе//Ксгпепегу1с.
1977. № 7. (На нем. яз.)
10. Стекольников В.В., Денисов В.П., Бочаров Л.А., Мясников В. О.
Перспективные реакторные установки атомных станций//
Энергетик. 1993. №2. С. 8—11.
11. Вихорев Ю.В., Денисов В.П., Вознесенский В.А., Духовенский А. С.
Реакторная установка ВВЭР-1000 — особенности проекта,
итоги пуска V блока НВАЭС и пути дальнейшего совер-
шенствования установки//Атомная энергия. 1981. №2.
С. 87-93.
12. Денисов В.П., Стекольников В.В. Программа модернизации
реакторных установок BB3P//Nuclear Engineering International.
1991. (На англ, яз.)
329
Список литературы
13. Стекольников В.В, Денисов В.П., Бочаров J1.A. и др Перс-
пективные РУ АЭС//Энергетическое строительство 1991.
14. Волков Г.Л., Краснов С.И., Спасское В.П. О гидравлическом
воздействии на шахту реактора при разрыве главного цир-
куляционного трубопровода//Вопросы атомной науки и тех-
ники. Серия «Физика и техника ядерных реакторов». 1981.
Вып. 7(20).
15. Ермаков Н.И., Драгунов Ю.Г. Совершенствование требований
к обоснованию материалов с целью обеспечения конструк-
ционной прочности корпусов реакторов//Энергомашино-
строение. 1985.
16. Логвинов С.А., Стребнев Н.А., Хрипачев Ю.Б. и др. Исследо-
вание перемешивания воды в опускном канале реактора//
Вопросы атомной науки и техники. 1987. № 4.
330
Оглавление
ВВЕДЕНИЕ .......................................... 3
ПЕРЕЧЕНЬ ПРИНЯТЫХ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ
ОБОЗНАЧЕНИЙ ......................................... 6
Глава 1
ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ И СИСТЕМЫ РУ ВВЭР-1000 ..... 10
1.1. Состав основного оборудования
и систем нормальной эксплуатации................ 10
1.2. Состав систем безопасности
серийной РУ ВВЭР-1000........................... 24
1.3. Состав систем безопасности РУ ВВЭР-1000
нового поколения................................ 29
Глава 2
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ............ 40
Глава 3
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ................ 50
Г лава 4
КОРПУС РЕАКТОРА ВВЭР-1000 .......................... 60
4.1. Проектные основы и технические характеристики
корпуса......................................... 60
4.2. Конструкция корпуса........................ 64
4.3. Закрепление корпуса........................ 69
4.4. Уплотнение главного разъема реактора....... 70
4.5. Образцы-свидетели корпусной стали.......... 73
4.6. Выбор основных размеров корпуса ВВЭР-1000.. 89
4.7. Выбор материалов корпуса реактора.......... 99
4.8. Обеспечение качества при изготовлении, монтаже
и эксплуатации................................... 111
4.9. Определение проектных пределов по давлению
и температуре.................................. 120
4.10. Расчетное обоснование прочности корпуса
и крышки....................................... I28
4.11. Экспериментальное обоснование корпуса
и крышки....................................... 132
331
Оглавление
Глава 5
БЛОК ВЕРХНИЙ РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ................... 136
5.1. Проектные основы и технические характеристики
блока верхнего................................. 136
5.2. Крышка реактора........................... 140
5.3. Металлоконструкция блока верхнего......... 148
5.4. Уплотнительные устройства разъемных
соединений..................................... 150
5.5. Привод СУЗ ............................... 168
Глава 6
ВНУТРИКОРПУСНЫЕ УСТРОЙСТВА РЕАКТОРА ВВЭР-1000 ..... 184
6.1. Проектные основы и технические
характеристики ВКУ............................. 184
6.2. Внутрикорпусные устройства реактора В-187. 189
6.3. Внутрикорпусные устройства реакторов «малой
серии»......................................... 197
6.4. Внутрикорпусные устройства серийного
реактора....................................... 200
6.5. Внутрикорпусные устройства реакторов
повышенной безопасности........................ 201
6.6. Материалы, применяемые для изготовления
внутрикорпусных устройств...................... 213
6.7. Расчетное обоснование внутрикорпусных
устройств ..................................... 214
6.8. Экспериментальное обоснование
внутрикорпусных устройств...................... 218
6.9. Изготовление внутрикорпусных устройств.... 224
6.10. Работы с внутрикорпусными устройствами
на АЭС......................................... 227
Глава 7
АКТИВНАЯ ЗОНА РЕАКТОРА ВВЭР-1000 .................. 238
7.1. Проектные основы активной зоны............ 238
7.2. Тепловыделяющие сборки реактора В-187..... 241
7.3. Тепловыделяющие сборки серийного реактора. 250
7.4. Усовершенствованные тепловыделяющие сборки..... 255
7.5. Тепловыделяющие сборки с повышенной
устойчивостью к формоизменению................. 264
332
Оглавление
7.6. Поглощающие стержни системы управления
и защиты..................................... 272
7.7. Пучок стержней выгорающего поглотителя.... 276
Глава 8
ДАТЧИКИ СИСТЕМЫ ВНУТРИРЕАКТОРНОГО КОНТРОЛЯ ...... 280
Глава 9
БЛОК ЭЛЕКТРОРАЗВОДОК ............................ 286
Глава 10
РАБОТА РЕАКТОРА В СОСТАВЕ РУ .................... 290
10.1. Размещение реактора в герметичной
оболочке АЭС................................. 290
10.2. Установка реактора в бетонной шахте.... 297
10.3. Управление, контроль и защита реактора... 311
10.4. Режимы нормальных условий эксплуатации
реактора..................................... 314
ЗАКЛЮЧЕНИЕ ...................................... 326
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ............................... 329
333