2. Краткое описание тепловой схемы энергоблока №3 баэс

Энергоблок №3 Белоярской АЭС представляет собой энергетический объект, источником тепла которого является реактор на быстрых нейтронах БН‑600 тепловой мощностью 1470 МВт. Передача тепла от реактора к турбинам энергоблока производится по трехконтурной схеме тремя автономными петлями:

I контур обеспечивает отвод тепла в реакторе;

II контур является промежуточным;

III контур обеспечивает выработку и подачу перегретого пара на турбины.

В качестве теплоносителя в I и II контурах используется натрий, в III контуре – вода-водяной пар.

Отвод тепла в реакторе осуществляется тремя петлями I контура (расход натрия через реактор  25000 т/ч). "Горячий" натрий, выходящий из активной зоны и зоны воспроизводства, поступает в верхнюю смесительную часть корпуса реактора и через промежутки в наборе труб внутрибаковой биологической защиты поступает на вход шести ПТО.

В ПТО натрий I контура проходит по межтрубному пространству сверху вниз и отдает тепло натрию II контура, поднимающемуся вверх по трубам. После ПТО охлажденный натрий I контура поступает в три сливные камеры, каждая из которых объединяет слив из двух ПТО-А,Б, а из сливных камер - на всас ГЦН‑1. Подача натрия на всас ГЦН‑1 осуществляется самотеком за счет превышения уровня натрия в баке реактора над уровнем натрия в баке ГЦН‑1 на величину гидравлических потерь по трассе реактор  ГЦН‑1.

От каждого ГЦН‑1 натрий I контура с расходом  8330 т/ч поступает в напорную камеру, где происходит его распределение по коллекторам на охлаждение сборок активной зоны, зоны воспроизводства и внутриреакторного хранилища, а также по дроссельным устройствам для охлаждения нейтронной подпорки, внутрибаковой биологической защиты, тепловых экранов и стенки корпуса. Поток натрия ( 1000 т/ч), охлаждающий стенки корпуса реактора, поступает на всас ГЦН‑1 помимо ПТО, а остальные потоки смешиваются в смесительной полости реактора. Общий объем натрия и аргона в реакторе составляет 820 м³ и 40 м³ соответственно (при температуре 550^оС), объем аргона в трубопроводах и баке компенсации объема (3БН‑1А) составляет  123 м³.

В состав оборудования I контура входят три бака 3БН‑1А,Б,В. Баки запаса натрия I контура выполнены однотипными (V_геом. = 161,35 м³, V_рабоч. = 130 м³).

Бак 3БН-1А соединен с реактором трубопроводами перелива натрия из реактора, газовой компенсации и является компенсатором объема газовой подушки реактора. Электрообогрев бака включен с уставкой 250^оС. Запас натрия в баке составляет 2230 м³.

Бак 3БН-1Б свободен от натрия, используется лишь его геометрический объем. Бак объединен со страховочным кожухом реактора и является его компенсатором объема. Электрообогрев бака отключен.

Бак 3БН-1В содержит запас натрия 2060 м³. Электрообогрев бака отключен. Газовый объем бака соединен с адсорберами системы очистки газа (СОГ).

Баки 3БН-1А,В используются для подпитки и поддренирования реактора натрием.

Допускается использование газа из 3БН-1В для подпитки реактора и его страховочного кожуха, если его качество удовлетворяет требованиям к газу в газовой подушке реактора.

Отвод тепла от I контура осуществляется в ПТО-А,Б натрием II контура (расход натрия по петле II контура составляет  7300 т/ч). "Холодный" натрий II контура с помощью ГЦН‑2 подается в ПТО‑А,Б и по центральной опускной трубе поступает в нижний коллектор, проходит через выравнивающую решетку и раздается по теплообменным трубкам ПТО‑А,Б. После ПТО‑А,Б "горячий" натрий II контура поступает в раздающий коллектор ПГ, из которого поступает снизу-вверх в межтрубное пространство основных и промежуточных пароперегревательных модулей ПГ, а затем по переливным трубопроводам в межтрубное пространство испарительных модулей.

Охлажденный в ПГ натрий II контура поступает в "холодный" коллектор и ББН. Из ББН натрий II контура поступает во всасывающий коллектор ГЦН‑2 и далее в ПТО‑А,Б соответствующей петли. Давление натрия II контура в режиме нормальной эксплуатации всегда выше давления натрия в I контуре. Геометрическое расположение оборудования I и II контуров обеспечивает превышение статического давления столба жидкости II контура над I контуром и при заполненном II контуре исключает переток радиоактивного натрия I контура во II контур при нарушении межконтурной плотности ПТО‑А,Б какой-либо петли.

Для обеспечения контроля межконтурной плотности ПГ предусмотрены системы ИВА‑1, ИТИ, КАВ‑7.

В состав оборудования II контура входят четыре бака (3БН-2А,Б,В,Г) запаса натрия. Баки выполнены однотипными (V_геом. = 161,35 м³, V_рабоч. = 130 м³) и предназначены для аварийного слива натрия одной из петель в количестве 300330 м³. В связи с этим баки запаса натрия II контура заполнены натрием таким образом, что свободный объем в них, предназначенный для дренирования петли, составляет не менее 330 м³. Для обеспечения расхолаживания отключенной петли по II контуру в режиме подключения неработающей петли на работающем энергоблоке в одном из баков 3БН‑2 поддерживается температура натрия в пределах 180200^оС с объемом натрия не менее 60 м³. На остальных баках ЗБН‑2 включен электрообогрев с уставкой 250290^оС.

Для обеспечения контроля за герметичностью ТВС, установленных в реакторе, производится контроль активности теплоносителя I контура и контроль активности в газовой подушке реактора. Контроль активности теплоносителя I контура осуществляется: по продуктам деления - носителям запаздывающих нейтронов - секторной системой КГО (ССКГО); по гамма-активным продуктам деления - системой спектрометрического контроля (система "ЦЕНА") и путем периодических измерений на натриевой петле спектрометрии. Контроль активности газа в газовой подушке реактора осуществляется на измерительном участке газовой петли КГО (общая активность) и на спектрометрическом участке этой петли (по гамма-активным радионуклидам).

ГЦН‑1,2 предназначены для создания циркуляции натрия по I и II контурам соответственно.

ГЦН‑1 - центробежный, вертикальный, погружной, с управляемым обратным клапаном. Газовая подушка насоса сообщена с газовой подушкой реактора.

ГЦН‑2 - центробежный, вертикальный, погружной. Газовая подушка насоса сообщена с газовой подушкой ББН.

Для регулирования скорости вращения ГЦН‑1,2 используются системы АВК, РКУ, а также режим НР.

Система АВК предназначена для плавного регулирования скорости вращения ГЦН‑1,2 во всем используемом диапазоне изменением тока ротора.

Система РКУ предназначена для резервирования системы АВК. Регулирование скорости вращения ГЦН‑1,2, работающих на РКУ, осуществляется ступенями по 2040 об/мин изменением напряжения на статоре. Режим НР предусмотрен для длительной работы ГЦН‑1 в режиме короткозамкнутого ротора, при этом исключена возможность отключения петли при возникновении отказов в электрической схеме АВК.

III контур состоит из трех автономных моноблоков "парогенератор – турбина". Каждая петля по стороне III контура включает секционный парогенератор типа ПГН‑200М, турбину типа К-210-130-3 со вспомогательным оборудованием, конденсатный и питательный тракт с системой регенерации, деаэратор 6 ата, три питательных насоса (ПЭН) и один аварийный питательный насос (АПЭН).

Циркуляция среды по стороне III контура осуществляется по следующей схеме. Пар после ПГ при давлении 120130 кгс/см² и температуре 500505^оС по двум паропроводам острого пара подается в ЦВД турбины. Отработанный пар после ЦВД при давлении  28 кгс/см² и температуре 290300^оС поступает по двум паропроводам ХПП в промпароперегревательные модули ПГ, где нагревается до температуры 500505^оС, и по четырем паропроводам ГПП поступает в ЦСД, ЦНД турбины и сбрасывается в ОК турбины. Расход пара в ОК турбины составляет  500 т/ч. Из конденсатосборника ОК турбины конденсат с помощью насосов КНК подается на БОУ (предусмотрена 100%‑я очистка конденсата) и далее насосами КН конденсат подается в систему регенеративного подогрева.

Система регенеративного подогрева состоит из четырех подогревателей низкого давления (ПНД‑1,2,3,4), деаэратора (Д‑6) и трех подогревателей высокого давления (ПВД‑5,6,7). Греющий пар на ПНД, Д‑6 и ПВД поступает из нерегулируемых отборов турбины. Основной конденсат из ПНД‑4, нагретый до температуры ~ 153^оС, поступает в Д‑6, а затем, нагретый до температуры 161163^оС, поступает во всасывающий коллектор ПЭН. Питательные насосы подают питательную воду в ПВД, где она подогревается до температуры  240^оС и далее поступает в испарительные модули ПГ.

Каждый парогенератор типа ПГН‑200М тепловой мощностью 490 МВт состоит из восьми секций, каждая секция из трех модулей: испарительного, основного пароперегревательного и промежуточного пароперегревательного. Паропроизводительность каждого ПГ на номинальном уровне мощности составляет  660 т/ч. Испарительные модули ПГ изготовлены из стали 10Х2М. Основные пароперегревательные и промпароперегревательные модули ПГ изготовлены из аустенитной стали Х18Н9, склонной к межкристаллитной коррозии и коррозии под напряжением в присутствии хлоридов, поступающих с влагой, поэтому во всех режимах работы температура пара, поступающего в пароперегревательные модули, должна быть не ниже t_s+20^оС. Поскольку организационными мерами предусмотрена подача пара после испарительных модулей в основные пароперегревательные модули только при работе испарительных модулей в режиме устойчивой выработки перегретого пара с температурой не ниже t_s+20^оС, то установленные в рассечке между испарительными и основными пароперегревательными модулями пусковые (растопочные) сепараторы РВС‑А,Б в качестве сепараторов влаги не используются. Обвязка трубопроводов ПГ предусматривает сброс пароводяной среды из коллектора СПП после испарительных модулей каждого ПГ в РР‑13.

Для исключения возможного заброса влаги в модули ОП по системе дренажных трубопроводов III контура при работе ПГ в водяном режиме произведена реконструкция дренажей испарительных модулей и основных пароперегревательных модулей ПГ по III контуру. При этом сброс среды организован по независимым дренажным коллекторам: из испарительных модулей ПГ в РБГК, из основных пароперегревательных модулей ПГ в РДПГ.

Проектная производительность РР-13 составляет по пару  460 т/ч, по воде  1000 т/ч. Однако при сбросе всего генерируемого пара со всех ПГ с расходом 250300 т/ч в растопочный расширитель наблюдается повышенная вибрация РР‑13, поэтому организационными мерами предусмотрена разгрузка РР‑13 в пусковых режимах путем перевода пара из коллектора СПП в коллектор 140 ата и через РОУ ТК‑А(В) в коллектор пара С.Н. 13 ата помимо РР‑13.

Для обеспечения эквивалентного распределения потока конденсата из РР‑13 между петлями на трубопроводах сброса конденсата из РР‑13 непосредственно у входа в конденсаторы турбин установлены и используются индивидуальные на каждую петлю регулирующие клапаны (4,5,6 М440).

В период ППР в 1995-1996 годах на всех трех петлях на системе регенерации низкого давления смонтированы два дополнительных трубопровода с запорной арматурой и регуляторами: со всаса ПЭН на ПНД‑4 диаметром Ду150 и со всаса ПЭН в ОК турбины диаметром Ду250 (так называемая схема БРУ‑Д низкого давления).

Использование данных трубопроводов позволяет обеспечить циркуляцию по конденсатному тракту по замкнутой схеме независимо от состояния питательного тракта, с очисткой конденсата на БОУ своей петли. При этом отмывка конденсатного тракта может производиться до набора вакуума в ОК турбины, т.е. еще до окончания ремонтных работ на генераторе и турбине.

Для возможности отвода тепловыделения реактора на остановленном энергоблоке или в аварийных режимах установлено три технологических конденсатора ТК‑А,Б,В типа 800 ТКВ-1-18-М10. Пароводяная среда на ТК‑А,Б,В подается из коллектора СПП испарительных модулей через коллектор 140 ата. Технологические конденсаторы выбраны из расчета снятия 5% максимальных тепловыделений энергоблока. Экспериментально установлено, что производительность одного ТК по пару составляет 45 т/ч при условии подачи на ТК для охлаждения технической воды; пропускная способность трассы ТК  коллектор возврата конденсата ТК  РБГК со сбросом через ТК воды составляет не менее 120 т/ч, при этом подача на ТК для охлаждения технической воды не требуется, а уровень в ТК поддерживается за счет саморегулирования.

Для обеспечения С.Н. энергоблока паром в режимах пуска, останова и отвода остаточного тепловыделения реактора предусматривается подача пара от котельной промплощадки в общестанционную магистраль через РОУ 20/13. На энергоблоке предусмотрены паропроводы С.Н. 13 ата, 6 ата для обеспечения и раздачи пара всем потребителям. Паропровод С.Н. 6 ата подключен к паропроводу С.Н. 13 ата через РОУ 13/6, возможна подача пара в паропровод 6 ата при работе энергоблока на энергетическом уровне мощности от отбора №4 работающей турбины петли №4.

Для хранения запаса питательной воды на энергоблоке установлены два бака чистого конденсата (БЧК) емкостью по 1000 м³ каждый и бак запаса грязного конденсата (БГК) такой же емкости.

Конденсат из БГК подается через общестанционную конденсатоочистку (ООУ) в БЧК. Подпитка Д-6 питательной водой осуществляется от ХВО или из БЧК и может производиться либо через ОК турбины с целью дополнительной очистки ее на БОУ, либо путем подачи воды насосом НАП непосредственно в Д‑6. После вывода энергоблока на стационарный уровень мощности суммарный запас чистого конденсата в БЧК‑А,Б увеличивается до 1500 м³. Величина запаса чистого конденсата 1500 м³ выбрана из расчета компенсации пароводяных потерь и обеспечения тем самым расхолаживания реактора с помощью III контура в течение не менее 21 суток в случае потери циркуляционного водоснабжения энергоблока.

Для нагрева сетевой воды, идущей на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение потребителей промплощадки 1, 2, 3 очередей БАЭС и жилпоселка, на энергоблоке №3 установлена ТФУ‑2. Схема теплофикации энергоблока №3 выполнена общей по магистральным теплосетям промплощадок и главных корпусов 1 и 2 очереди станции с целью взаимного резервирования покрытия нагрузок 1 и 2 очереди в случае их останова. Узел подпитки теплосетей 1 и 2 очередей также является общим и находится на 1 очереди.

ТФУ-2 энергоблока №3 состоит из теплофикационной установки промплощадки 2 очереди (ТУП‑2) и теплофикационной установки жилпоселка 2 очереди (ТУЖ‑2).

ТУП-2 обеспечивает теплоснабжение потребителей промплощадки 2 очереди и главного корпуса энергоблока №3 и состоит из группы подогревателей I и II ступени (4ПСВ‑А,Б) и одного пикового подогревателя (4ПСВ‑В). ТУЖ‑2 обеспечивает теплоснабжение потребителей энергоблока №4 и жилпоселка и состоит из двух групп подогревателей I и II ступени (5,6 ПСВ‑А,Б) и двух пиковых подогревателей (5,6 ПСВ‑В).

На подогреватели I ступени (4,5,6 ПСВ‑А) подается пар от отбора №6 турбин, на подогреватели II ступени (4,5,6 ПСВ‑Б) подается пар от отбора №5 турбин, на пиковые подогреватели (4,5,6 ПСВ‑В) подается пар от отбора №2 турбин. Кроме того, предусмотрена подача пара на пиковые подогреватели сетевой воды от ПГ: на 4,5ПСВ‑В - через паропровод С.Н. 13 ата, на 6ПСВ‑В - через паропровод С.Н. 6 ата. Конденсат греющего пара после 4ПСВ‑А,Б,В возвращается в ОК турбины петли №4, 5,6 ПСВ‑А,Б,В – в ОК турбин петель №5,6 соответственно. Кроме того, предусмотрен слив конденсата греющего пара 4,5,6 ПСВ‑А,Б,В в дренажный бак (ДБ) машзала.

Циркуляция сетевой воды по ТУП‑2 осуществляется за счет работы сетевых насосов 3СНТ, по ТУЖ‑2 – за счет работы сетевых насосов 3СНЖ.

Оборудование схемы теплофикационной установки энергоблока №3 рассчитано на обеспечение нагрузок в количестве 230 Гкал/ч, из них: ТУП‑2 – 80 Гкал/ч, ТУЖ 2 – 150 Гкал/ч.

Имеется возможность подачи части пара после испарительных модулей ПГ энергоблока на сетевые подогреватели ТФУ‑1, расположенные на 1 очереди станции, по схеме: испарительные модули ПГ  коллектор 140 ата  РОУ ТК‑Б  перемычка в паропровод пара 20 ата котельной  паропровод котельной на ТФУ‑1  сетевые подогреватели ТФУ‑1  возврат конденсата с ТФУ‑1 в дренажный бак машзала или РБГК.

Пропускная способность трубопроводов возврата конденсата на энергоблок №3 составляет 3336 т/ч.

При нехватке пара энергоблока №3 на нужды ТФУ‑1 возможна дополнительная подача пара на ТФУ‑1 от котельной промплощадки, снизив подачу пара от энергоблока №3. При этом часть конденсата направляется на котельную с подпиткой петель энергоблока №3 подачей воды с ХВО или БЧК через ОК турбин.